ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf... ·...

Comisión de Regulación de Energía y Gas

ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTA PRESENTADA

MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREO 077 DE2009

DOCUMENTO CREG-0031 de febrero de 2010

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y G A S ^

CONTENIDO

1. ANTECEDENTES............................................................................................................. 6

2. PROPUESTA SOMETIDA A CONSULTA.......................................................................6

3. ANÁLISIS DE COMENTARIOS........................................................................................7

3.1 Comentarios al Artículo 1 de la propuesta.................................................................8

3.2 Comentarlos al Artículo 2 de la propuesta............................... ................................8

3.3 Comentarios al Artículo 3 de la propuesta............................... ................................9

3.4 Comentarios al Artículo 4 de la propuesta............................... ..............................12

3.5 Comentarios al Artículo 5 de la propuesta..............................................................13

3.6 Comentarios al Artículo 8 de la propuesta................................. .............................15

3.8 Comentarios al Artículo 8 de la propuesta................................. .............................. 19

3.9 Comentarios al Artículo 9 de la propuesta............................... ..............................20

3.10 Comentarios al Artículo 10 de la propuesta............................. .............................20

3.11 Comentarios Generales a la propuesta................................... ..............................20

4. AJUSTES A LA PROPUESTA ESTABLECIDA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG134 DE 2008............................................................................................................................. 22

M -

5D-003-10 ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTAPRESENTADA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG 077 DE 2009

6' os íon No . 43 9

ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTA PRESENTADA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG-077 DE 2009

1. ANTECEDENTES

Mediante la Resolución CREG 134 de 2008, la CREG ordenó hacer público un proyecto de resolución de carácter general que presentó una propuesta con miras a atender los requerimientos de la Ley 1215 de 2008 "Por ¡a cual se adoptan medidas en materia de generación de energía eléctrica". Este proyecto de resolución estuvo a disposición de la industria inicialmente por 30 días para ser analizado y comentado, plazo que fue ampliado a 30 días más, considerando las solicitudes presentadas por diversos agentes interesados en participar.

Una vez cumplido este último término, la CREG, a través de la Resolución CREG 077 de 2009 nuevamente publicó el proyecto de resolución “Por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas y se regula esta actividad", incluyendo los comentarios y observaciones presentados por los agentes a la Resolución CREG 134 de 2008, que se consideraron pertinentes

El presente documento analiza y da respuesta a los comentarios formulados por los agentes y expone los argumentos para descartar o aceptar las observaciones, reparos y sugerencias recibidos de las empresas y demás interesados frente a la propuesta regulatoria consignada en la Resolución CREG 077 de 2009, con el objeto de expedir la resolución por la cual se determinan los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de cogeneración y se regula esta actividad.

2. PROPUESTA SOMETIDA A CONSULTA

A continuación se resume la propuesta regulatoria para cumplir con lo previsto en la ley 1215 de 2008, respecto a los requisitos y condiciones técnicas que deben cumplir los procesos de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica para que sean considerados como un proceso de cogeneración y la metodología para la remuneración del respaldo que otorga el SIN a los Cogeneradores. La nueva propuesta se presentó mediante la Resolución CREG 077 de 2009.

a) Definición del indicador Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) para considerar un proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica como cogeneración.

b) Establecer valores mínimos del REE por tipo de combustible empleado en los procesos de cogeneración, incluyendo el bagazo y demás residuos agrícolas de la caña de azúcar.

c) Se analizó la influencia de los periodos de mantenimiento tanto de la planta de producción combinada de energía eléctrica y térmica, como de la actividad productiva, en el cumplimiento del REE.

d) Reporte de variables operativas de las plantas de cogeneración al CND para el seguimiento y evaluación del REE.

e) Modificación del esquema de auditoría presente en la regulación previa, para involucrar un tercero en la realización de la certificación de los requisitos establecidos mediante pruebas. ^


f) Seguimiento trimestral a los Cogeneradores frente al cumplimento del REE y la relación de energía eléctrica o térmica establecida, empleando los últimos 12 meses de reportes.

g) Se mantiene la metodología de valoración del respaldo para el suministro de energía establecido desde la Resolución CREG-107 de 1998, ajustando para los Cogeneradores Usuarios No Regulados el valor de la energía suministrada durante el respaldo en el caso de que el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez.

Bajo esta condición crítica, se pueden considerar dos escenarios:

La demanda presente en el SIN incluyendo la demanda del Cogenerador durante el respaldo es menor a las Obligaciones de Energía Firme - OEF contratadas, por lo cual se suministra energía al Cogenerador a Precio de Bolsa y la diferencia entre el Precio de Escasez y el Precio de Bolsa va a la demanda que está cubriendo el valor de las OEF.

- La demanda presente es superior a las OEF contratadas por lo cual el Cogenerador contrata el suministro de energía libremente y queda sujeto a las reglas aplicables bajo condición de racionamiento.

La propuesta y los ajustes presentados en este documento a la resolución, estánbasados en las siguientes premisas:

a) La característica más representativa y distintiva de los procesos cogeneración es su alta eficiencia; por tal motivo, se propone el uso del indicador REE para evaluar este parámetro y poder considerar un proceso de producción combinada de energía eléctrica y térmica como cogeneración.

b) Los mínimos valores de REE se establecen por medio de la comparación con la eficiencia de las plantas térmicas pertenecientes al SIN, definiendo este como el mínimo valor aceptable para el caso de combustibles convencionales como el Carbón o gas natural. En el caso del Combustible de Origen Agrícola (COA), se tomó la eficiencia reportada por diversos organismos internacionales considerando la información adicional disponible durante el proceso de consulta.

c) Considerando que en el SIN existen excedentes de potencia, el pago del respaldo se debe hacer cuando se consume energía y para el caso del uso del STR o SDL se aplicará lo establecido en la Resolución CREG 097 de 2008 en cuanto al pago por la capacidad de respaldo. En el momento en que esta condición cambie, se deberá revaluar este concepto.

d) La valoración del respaldo en el suministro de energía para el Cogenerador Usuario Regulado se hará aplicando lo definido en la Resolución CREG 107 de 1998 y sus resoluciones modificatorias; se incluye un ajuste para el caso del Cogenerador Usuario No Regulado, para que el valor del componente de generación de la tarifa cobrada sea igual al Precio de Bolsa.

3. ANÁLISIS DE COMENTARIOS

Se presentaron los siguientes comentarios de los agentes y terceros interesados:

7D-003-10 ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTAPRESENTADA MEDIANTE LÁ RESOLUCIÓN CREG 077 DE 2009

Sesión No 439

ítem RadicadoCREG Feché Empresa

1 E-2009-008311 04/09/2009 Electrificadora de Santander - ESSA S.A. E.P.S.2 E-2009-008316 04/09/2009 Riopaila Castilla S.A.3 E-2009-008318 04/09/2009 Ingenios Cauca y Providencia4 E-2009-008321 04/09/2009 CODENSA S.A. E.S.P.5 E-2009-008324 04/09/2009 Ingenio Pichinchi S.A.

6 E-2009-008326 04/09/2009 Asociación de cultivadores de caña de azúcar de Colombia - Asocaña

7 E-2009-008331 04/09/2009 Ingenio Providencia S.A.8 E-2009-008335 04/09/2009 XM Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P.

9 E-2009-008343 07/09/2009 Compañía de Generación del Cauca - GENERCAUCA S.A. E.S.P.

10 E-2009-008351 07/09/2009 Ingenio San Carlos S.A.11 E-2009-008384 07/09/2009 EMGESA S.A. E.S.P.12 E-2009-008389 07/09/2009 Asociación Nacional de Industriales-ANDI13 E-2009-008391 07/09/2009 Gas Natural S.A. E.S.P.

14 E-2009-008399 08/09/2009 Generadora y Comercializadora de Energía del Caribe - GECELCA S.A. E.S.P.

15 E-2009-008401 08/09/2009 DICELER S.A. E.S.P.16 E-2009-008402 08/09/2009 Empresa de Energía del Pacifico - EPSA S.A. E.S.P.17 E-2009-008405 08/09/2009 Energía Eficiente S.A. E.S.P.

18 E-2009-008444 08/09/2009 Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica -ACOLGEN

19 E-2009-008504 10/09/2009 Ingenio Mayagüez S.A.20 E-2009-008685 15/09/2009 Ingenio Risaralda S.A.

Todos los comentarios, preguntas y sugerencias se analizan a continuación; en donde sepresentan temas similares se analizan y responden de forma general y en caso de no serposible la agrupación de comentarios se respondió de forma individual.

3.1 Comentarios al Artículo 1 de la propuesta

3.1.1 La definición de Cogeneración supone la posible destinación de ambos tipos de energía (eléctrica y térmica) al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales. Sin embargo, la definición de Calor Útil contradice el anterior supuesto al limitar la destinación de la energía térmica únicamente a la actividad productiva del Cogenerador. [E2 Energía Eficiente)

Respuesta:Se incluye el ajuste en la propuesta final.


3.2.1 “Entendemos que el valor mínimo requerido por los cogeneradores nuevos es REE 20 %. La auditoria a la que se hace referencia es para comprobar que se cumple con este valor mínimo... al respecto sugerimos y proponemos que se establezca que, para las plantas existentes, el REE máximo a exigir, deberá ser el ̂


Sesión No. 439

menor valor entre el valor que se determine por medio de una auditoria y pruebas como se establece en el Artículo 1 de ésta Resolución” [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia].

Respuesta:Como se expone en el documento CREG 085 de 2008 y la propuesta contenida en la Resolución CREG 134 del mismo año, la Comisión no pretende modificar las condiciones para las plantas de cogeneración existentes en el SIN, más allá de lo necesario para dar cumplimiento a la Ley 1215 de 2008, por tanto, considera pertinente realizar el ajuste de la resolución final exigiendo al Cogenerador existente el mínimo entre el valor del REE obtenido como resultado de la auditoria y pruebas y el valor definido para Cogeneradores nuevos.

3.2.2 “La ecuación definida en el artículo 2 para el cálculo del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) refleja la realidad de manera consistente solo en casos que el “Calor Útil” sea vapor o agua caliente generados en una caldera o intercambiador. Se debe indicar qué variaciones debe tener el término de eficiencia para los casos en que la corriente de flujo (que contiene el “calor útil”) sean gases de escape de un motor o turbina usados de manera directa para procesos de secado, o usados para la producción de agua fría en chillers de absorción. De acuerdo a referencias internacionales en el caso de gases de escape la eficiencia de referencia llega a ser del 82 % para sistemas de cogeneración a gas natural" [E2 Energía Eficiente],

Respuesta:Como se indicó en el Documento CREG 061 de 2009, el valor de la eficiencia de referencia corresponde a la mejor tecnología disponible para la producción de energía térmica, es por eso que debe ser único, independientemente del combustible o del medio portador de calor.


3.3.1 “Consideramos que el REE para los nuevos es que queman combustibles como bagazo 100 % ó mezclas de bagazo y carbón, se le debe dar un rango de cumplimiento permanente entre 20% y 30 %. ” [Ingenio Riopaila Castilla].

Respuesta:Entendemos que por permanente se hace referencia a un valor constante del REE. Respecto a esto, consideramos que la ponderación propuesta implica que el REE mínimo exigido se ajuste a un valor indeterminado de mezcla de combustible que se pueda presentar durante la operación de la planta de cogeneración y en el periodo de seguimiento establecido. Frente al uso de bagazo como único combustible, la propuesta publicada con la Resolución CREG 077 de 2009 considera un valor fijo mínimo de 20 % para el indicador REE.

3.3.2 “La auditoria inicial no debe ser el parámetro único de referencia, para posteriores Auditorias, debido a que las condiciones de molienda, calidad del combustible, diferentes porcentajes de fibra de caña y diferentes mezclas de combustible afectan el resultado del REE. ” [Riopaila Castilla]. A


Sesión No. 439

Respuesta:La propuesta presentada en la resolución CREG 077 de 2009 considera la realización de una auditoria inicial para la verificación del REE de la planta de Cogeneración, posteriormente se debe realizar un proceso de seguimiento en donde se evalúan los 12 meses anteriores, periodo en el cual consideramos los aspectos mencionados que afectan el REE.

3.3.3 "Respecto a las exigencias de niveles mínimos de eficiencia para el Cogenerador, no estamos de acuerdo con establecer discriminación entre los agentes (los generadores y Cogeneradores)... recomendamos establecer como eficiencia requerida para los Cogeneradores ya instalados, la eficiencia mínima entre la eficiencia propuesta y la arrojada por la primera auditoria.”[ANDI].

Respuesta:Las solicitudes de aclaración y comentarios respecto a la posible discriminación de los Cogeneradores frente a los agentes generadores en el MEM fueron absueltos en el documento CREG 061 de 2009, en particular en los numerales 3.6.1 y 3.6.2. Respecto al REE mínimo aplicable a los Cogeneradores existentes se realizará el ajuste respectivo en la propuesta final.

3.3.4 “... en la resolución se proponen limites inferiores a la producción de energía eléctrica y térmica en el proceso, cuya aplicación excluiría a los cogeneradores con pequeños excedentes de energía eléctrica y estimularía la sobre-instalación de generadores térmica para producir grandes excedentes de energía eléctrica..." (SIC) [EPSA],

Respuesta:Entendemos que por límites inferiores se hace referencia a las relaciones mínimas de producción de energía eléctrica y térmica que se indican en el literal b) de Artículo 2 de la Resolución CREG 077 de 2009. La exigencia de los valores mínimos tiene como objetivo evitar que procesos con vocación clara de generación de energía eléctrica y que realizan un uso marginal de la energía térmica puedan ser considerados como cogeneración.

La propuesta incluye la definición de Calor Útil, con lo cual se deja claridad respecto a que la energía térmica que se considera para la evaluación de los indicadores corresponde únicamente el destinado a la actividad productiva y se busca evitar la sobre instalación de generación de energía térmica con el único propósito de generar un mayor excedente de energía eléctrica.

3.3.5 “Convendría determinar un factor máximo que relacione la producción de energía eléctrica y la energía total generada por el sistema (Eléctrica más térmica). Se propone un factor máximo del 25 %.” [EPSA],

Respuesta:Considerando lo indicado en eí numeral anterior, limitar la generación de energía eléctrica podría ocasionar un uso ineficiente del combustible, entendiendo que la capacidad de generación de energía eléctrica está asociada a la demanda de calor útil por la actividad productiva.

3.3.6 “Teniendo en cuenta que una de las principales ventajas de la “cogeneración’’ sobre la “generación centralizada’’ radica en el incremento de la eficiencia de^


transformación/ distribución, debe existir un factor de corrección en función de! nivel de tensión al cual genere la central de cogeneración. Esto permitiría comparar adecuadamente los sistemas que operan a diversos sistemas que operan a diversos niveles de tensión. ” [E2 Energía Eficiente].

Respuesta:El indicador REE propuesto junto con los valores mínimo establecidos, buscan determinar qué procesos de producción combinada de energía eléctrica y térmica pueden ser considerados como cogeneración y no pretende comparar éstos procesos conectados en diferentes niveles de tensión o evaluar el potencial impacto que tendrían en el SIN.

El potencial beneficio en la reducción de pérdidas, que depende de múltiples factores como: la ubicación del agente en el STR o SDL, el nivel de tensión al cual se conecta, la energía entregada al sistema, la firmeza de la misma, entre otros, requiere un estudio en profundidad para definir una metodología que permitan su cuantificación y el cual se encuentra fuera del alcance de esta propuesta regulatoria.Sin embargo, este potencial beneficio puede ser discutido y evaluado con el Operador de Red y considerado en el contrato de conexión entre el agente y el OR, beneficiando la conexión del Cogenerador en la red del OR.

3.3.7 "Teniendo en cuenta las diferencias existentes entre la eficiencia de procesos que involucran combustión de gas natural y los de carbón, y considerando experiencias internacionales similares, es excesiva la diferencia entre los REE exigidos en la tabla 1 para cada caso (53,5 % gas vs 39,5 % carbón). La diferencia no debería superarlos 10 puntos porcentuales.” [E2 Energía Eficiente],

Respuesta:Para la selección de los valores mínimos de REE se empleó como referencia la eficiencia de las plantas de generación del SIN, considerando que cualquier valor demostrado por el agente superior al mínimo exigido conduce a un ahorro de energía, razón por la cual se presenta la diferencia entre los valores de REE y de éstos frente a valores internacional.

3.3.8 ".. .estamos de acuerdo en reducir la exigencia del REE mínimo para el “Bagazo y demás residuos agrícolas derivamos de la caña de azúcar”. Más aun, creemos que este mismo nivel de REE mínimo debe ser aplicable también a los “otros combustibles de origen agrícola" como por ejemplo residuos de arroz, café, madera, fruta de palma. Lo anterior considerando que técnicamente éstos se ven igualmente afectados por las variables de grado de humedad, tamaño, tecnología de conversión, entre otros” [E2 Energía Eficiente].

Respuesta:Los motivos para la modificación del REE mínimo para el Bagazo y demás residuos agrícolas derivados de la caña de azúcar empleado como combustible en los procesos de cogeneración, al igual que la justificación para mantener el REE mínimo para el COA, se presentaron en el documento CREG 061 de 2009 en el numeral 3.6.3.

Aun así, vale la pena señalar que ante procesos de cogeneración que empleen combustibles diferentes a los señalados en el Artículo 3 de la resolución, la propuesta incluye la posibilidad de solicitar la definición de un REE mínimo aplicable al proceso. ^



3.4.1 “Articulo 4. Sistema de medición:

1. Las mediciones de ia energía E.P. (combustible) no son fáciles de realizar en forma permanente; los balances de energía en las calderas de los ingenios se hacen por método indirecto.

2. La instalación de básculas para el pesado del bagazo son costosas, de baja confiabilidad y vida útil.

3. El protocolo de auditoría, consideramos debe concertarse con los ingenios Cogeneradores y el CNO para garantizar la mejor ejecución del mismo.”[ Ingenio Riopaila Castilla].

“Se insiste, entonces en la necesidad de concertar el protocolo para la Auditoria del REE y su medición y reporte periódico, buscando generarla validación del balance de masa y energía de las plantas de azúcar y etanol de manera consolidada para un período, de por lo mínimo una semana.’’[Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia],

“Sugerimos que el procedimiento estipulado en la Resolución se expida de forma paralela con ésta, permitiendo así que los agentes involucrados tengan los elementos necesarios para evaluar el impacto de la implementación de esta norma, en este sentido sería conveniente también conocer de antemano el procedimiento que el CND adopte para el reporte de información de los cogeneradores.” [EMGESA].

“Nos parece conveniente que se establezcan métodos indirectos de medición, como balances de flujos o masa, los cuales son comúnmente aceptados y son más acordes con la realidad de la actividad productiva que los métodos directos.” [ANDI].

.. se solicita primero, que al determinar por parte de los responsables los protocolos de prueba, se considere la experiencia y capacidad de los ingenios en este tema, facilitando su activa participación en la definición de los mismos, garantizando su participación y asegurando de esta manera un resultado técnico coherente.”(SIC) [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia].

“No se establece una metodología para el cálculo del Calor Útil según el tipo de corriente o medio portador de calor (vapor, agua caliente, uso directo de gases de escape, agua fría, aire caliente). Como tampoco se especifica si el Calor Útil se calcula con base en la energía o la exergía. Lo que se presta para ambigüedades al momento de la verificación del cumplimiento del REE” [E2 Energía Eficiente],

Respuesta:La resolución en consulta propone la exigencia de sistemas de medición para registrar el consumo de combustible, la energía eléctrica y térmica producida, así mismo, señala la ubicación de los puntos de media entre otras características. Sin embargo, no especifica un método de medición o un procedimiento detallado pues se considera que cada agente tiene los sistemas necesarios y acordes a su actividad productiva y que no necesariamente son los mismos para cada agente Cogenerador. Vale la pena señalar

>


Sesión No. 439

que la verificación del sistema de medición se encuentra contenida dentro del alcance de la auditoria descrita en el Artículo 6 de la resolución en consulta.

La periodicidad del reporte del combustible se ajusta de una resolución diaria a semanal, considerando las limitaciones y los procedimientos aplicados por los agentes Cogeneradores existentes.

Frente al procedimiento de auditoría y pruebas, el Consejo Nacional de Operación es el organismo señalado para su elaboración, el cual considerará dentro del proceso de desarrollo de los protocolos las entrevistas y reuniones que considere pertinente con los agentes Cogeneradores. Adicionalmente, el mencionado procedimiento de acuerdo con lo señalado en la resolución en consulta deberá ser enviado a la CREG para su revisión y adopción.

3.4.2 “Se solicita que el sistema de medida que se exija a los Cogeneradores, además de medir la producción de electricidad y los consumos de combustibles, contemple la medida de los consumos de electricidad y la medida bidireccional de la frontera del punto de conexión del Cogenerador en el STR, SDL o STN, para consolidar información estadística de consumos eléctricos...’’[CODENSA].

“La demanda de energía es una variable importante para el planeamiento de la operación asi como para el planteamiento operativo energético, por tanto es importante que el sistema conozca la evolución de la demanda atendida por el cogenerador, tanto propia como la correspondiente a la venta de sus excedentes de energía. ’’(SIC) [GECELCA].

Respuesta:La información mencionada en el comentario puede ser inferida a partir del reporte diario de la generación de energía eléctrica del Cogenerador y la frontera comercial que éste tenga registrada en el ASIC.

3.4.3 “Consideramos que los trámites de auditoría y los procedimientos de reporte de información que plantea el proyecto de resolución (Artículos 5 y 6), dificulta la entrada en operación de proyectos de cogeneración...’’[Gas Natural].

Respuesta:La auditoría y reporte de información ya se tienen previstos desde la Resolución CREG 085 de 1996; para el caso de la auditoría lo propuesto busca hacer efectiva la regulación existente y extensiva ai requisito adicional de REE mínimo, mientras que en el reporte de información se amplía a las tres variables necesarias para el cálculo del REE. De la comunicación enviada, no se evidencian argumentos para analizar las dificultades de la entrada en operación de nuevos proyectos.

3.5 Comentarios al Artículo 5 de la propuesta.

3.5.1 "... es deseable que la Resolución definitiva amplié el alcance de dicha exigenciaa la información de los auto-generadores (los superen 2 MW), toda vez que tanto los operadores de red como el operador nacional requieren esta información para efectos de planear, coordinar y ejecutar la operación del SIN... ’’[CODENSA]. ^


“Se establecen obligaciones a los cogeneradores que cumplan con los requisitos, en relación con la información que debe ser enviada al CND... reiteramos nuestra solicitud que se establezca explícitamente que tanto los recursos que cumplan las condiciones como cogenerador, como aquéllos que de una u otra forma atienden demanda, a partir de un valor de capacidad por definir (v.g. 5 MW) deban registrarse en el CND.”[XM].

Respuesta:La exigencia establecida en la propuesta de resolución responde a lo solicitado en la Ley 1215 de 2008 para las plantas de cogeneración, la autogeneración está fuera de la propuesta objeto de consulta.

3.5.2 “...sugerimos simplificar los tramites de auditoria, certificación y reporte de información, en particular para el Cogenerador con Energía Excedente sin Garantía de Potencia, de tal modo que se propicie la mayor entrada de agentes cogeneradores provenientes del sector terciario e industrial al MEM... para los fines de la propuesta normativa, podrían ser asimilables a las denominadas plantas menores para potencia menores a 10 MW, que no están obligadas a participar en el MEM y en tal sentido, no se tendrían las obligaciones de reporte diario de información de la operación...”(SIC) [Gas Natural].

Respuesta:Mediante la Resolución CREG 107 de 1998, la Comisión asimiló la clasificación de las plantas menores a los agentes Cogeneradores y por tanto para el caso de los Cogeneradores con una potencia menor a 10 MW y con Energía Excedente sin Garantía de Potencia, la regla para la venta de excedentes establece que éste no tiene acceso al despacho central y por lo tanto no participan en bolsa. La venta de energía se realiza a comercializadores que destinen la energía exclusivamente a usuarios no regulados a precios pactados libremente.

Vale la pena precisar que, de acuerdo con la Resolución CREG 025 de 1995, las plantas menores sin distinción de su potencia deben reportar diariamente el programa horario de generación al CND, a diferencia de lo afirmado en el comentario.

Respecto a los trámites de auditoría y pruebas ver la respuesta al comentario 3.3.3.

3.5.3 “...en la práctica para los potenciales proyectos de cogeneración cuya energíaprimaria sea el gas natural, se tendrían que implementar cromatógrafos en línea para disponer de la información diaria de las variables de operación, necesarias para cumplir con la propuesta. ... proponemos reportar al CND las magnitudes señaladas en metros cúbicos (m3) o toneladas (ton) y que el CND aplique métodos de conversión técnicamente aceptados para expresarlas en kWh.”[Gas Natural]

Respuesta:Como se indica en la comunicación enviada, existen métodos de conversión técnicamente aceptados para expresar el consumo energético en kWh, por lo cual no se evidencia la necesidad de los cromatógrafos en línea para realizar el reporte del consumo de energía primaria por parte de los Cogeneradores que consuman gas natural.


Sesión No. 439

3.5.4 “Es necesario que su energía reportada al ASIC sea referida a nivel del STN, cuando estas se realicen a niveles inferiores, de acuerdo con la normatividad aplicable a las fronteras comerciales del SIN.” [GECELCA].

Respuesta:El reporte de energía eléctrica que realiza el Cogenerador al CND tiene como objetivo la evaluación del cumplimiento del indicador REE del proceso de cogeneración, por tanto la energía eléctrica generada no requiere referirse al STN.

3.5.5 “Se propone a la CREG que se incluya una transitoriedad, de por lo menos dos (2) años, en el cual los Cogeneradores puedan realizar las inversiones correspondientes, adaptar sus sistemas de medición, y el desarrollo de las exigencias técnicas que está estableciendo la CREG, tal como se ha aprobado a diferentes agentes de la cadena, cuando se cambian las condiciones establecidas y se exigen inversiones y nuevas condiciones de medición para plantas ya existentes." [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia],

Respuesta:Las variables cuyo reporte se exige, están enmarcadas dentro de una actividad productiva, en la que su medición es esencial para el seguimiento y control del proceso. Adicionalmente, la resolución en consulta prevé la existencia de sistemas de medición para registrar el consumo de combustible, la energía eléctrica y térmica producida, sin especificar un método de medición o un procedimiento detallado considerando que cada agente tiene los sistemas necesarios y acordes a su actividad productiva y que no necesariamente son los mismos para cada agente Cogenerador.


3.6.1 "En el caso de la CREG solicite pruebas al Cogenerador, se solicita que estas tengan un tiempo prudencial de aviso para su ejecución.” [GENERCAUCA]

Respuesta:En el momento en que la CREG considere necesaria la realización de pruebas por parte de un agente Cogenerador, serán considerados los plazos y demás condiciones para la correcta realización de la prueba.

3.6.2 “Se plantea que para los cogeneradores existentes, que solamente podrán continuar con la venta de excedentes de energía eléctrica a partir de la publicación que haga el CND certificando el cumplimiento de los parámetros técnicos...” [EMGESA].

Respuesta:La resolución en consulta propone que los Cogeneradores existentes certifiquen el valor del REE como resultado de una auditoría y pruebas, en los seis meses siguientes a la expedición del procedimiento. Durante este periodo los Cogeneradores mantienen la venta de excedentes al SIN, por tanto se ajusta la redacción de la propuesta final.

3.6.3 “Debe aclararse qué sucedería con los contratos registrados por un cogenerador, así como su registro en el SIC. ... consideramos necesario incluir esta situación


Sesión Ño. 439

en las causales para cancelación del registro de fronteras comerciales, contratos de largo plazo y registro del agente. ” [XM].

“La determinación de que una planta de Cogeneración pierda su condición y que como consecuencia no pueda seguir vendiendo los excedentes de energía en el mercado, es una decisión que afecta las relaciones comerciales vigentes entre estas plantas y agentes como la ESSA que en la actualidad tiene contratos de representación y comercialización de la energía a largo plazo (varios años).” [ESSA].

Respuesta:Teniendo en cuenta que la suspensión de la venta de excedentes de energía se considera transitoria, no se encuentra conveniente la cancelación del registro de la frontera comercial a no ser que el agente así lo solicite.

Frente a los contratos registrados por un Cogenerador, estos seguirán vigentes de acuerdo a la regulación actual y los términos de los mismos, el agente deberá recurrir a los medios que considere apropiados y conformes a la regulación vigente para cumplirlos.

3.6.4 “Consideramos conveniente que la CREG defina los criterios bajo los cuales podrá solicitar la realización de pruebas a un Cogenerador, para demostrar el cumplimiento de los requisitos establecidos en la Resolución y aclarar para estos casos quien asúmelos costos asociados."[EMGESA],

Respuesta:La CREG mantiene esta facultad de acuerdo con las funciones y facultades especiales establecidas en la ley 142 y 143 de 1994 para ésta Comisión. Sin embargo, se incluye en la propuesta el procedimiento para solicitar la prueba y la asignación de su costo.

3.6.5 ¿“...consideramos que en el numeral 6 de la propuesta normativa que trata sobre el alcance de la auditoria, se debe incorporar la verificación de energía primaria consumida en el proyecto , y en esta manera, validar el reporte de mediciones establecido en el numeral 5 [Gas Natural].

Respuesta:Se ajusta el alcance de la auditoría para incorporar la energía primaria reportada y consumida por el agente Cogenerador.

3.6.6 7a exigencia de la verificación del indicador REE, no es claro como se realizaría la prueba para la auditoria cuando éstas consumen mezclas de combustible (carbón- bagazo), y como se comparará el valor respecto al valor inicial estimado, con diferentes posibles mezclas de combustibles” (SIC) [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia]

Respuesta:Se hace la aclaración en la propuesta definitiva.

3.6.7 "... se solicita, que este plazo previsto para las auditorías y demás requisitos asociados con pruebas, se amplíe a 12 meses, y no solo a 6 meses para su realización. Lo anterior considerando que la Cogeneración, y la eficiencia^


Sesión No 435

relacionada con esta tecnología, se afecta en periodos anuales ya que es un proceso estacional, por lo cual es importante contar con la oportunidad de realizar las pruebas para las auditorías en una ventana de tiempo que incluya un año completo, donde existan las posibilidades de contar tanto con un periodo de invierno como un periodo de verano..." [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia]

Respuesta:La Comisión considera que el periodo de 6 meses permite al agente seleccionar el momento más apropiado para la realización de la prueba, como también disponer de un valor de referencia que empezará a ser evaluado 12 meses después de la entrada en operación de la planta de cogeneración.


3.7.1 "Esta propuesta de la CREG, creemos excede las atribuciones de la CREG y es una penalización que no solo afecta a los Cogeneradores, sino que expone a los agentes con los cuales estos comercializan la energía exponiéndolos a riesgos no medidos en la contratación, por cuanto en el momento que las negociaciones se hicieron esta medida no existía.Si se determina que el Cogenerador no puede seguir vendiendo excedentes de energía en el Mercado de Energía Mayorista, esto implica que necesariamente que al no poder comercializar excedentes, se afectaría el portafolio de compra y venta de energía de los agentes, y se expone a estos a precios sin respaldo por largo tiempo, afectando además la relación comercial y el equilibrio económico de los contratos.Claramente esta sanción causaría conflictos legales y económicos en las empresas de cogeneración y los agentes del MEM, efecto que presumimos no es el buscdo(sic) por la CREG. Por tanto solicitamos se elimine este propuesta de decisión, que conlleva esta sanción, y estas consecuencias.” [ESSA]“El literal 4. Consideramos que en su aplicación, a! retirar a! Ingenio Azucarero, la calificación de Cogenerador y su suspensión como agente de mercado, afectaría gravemente las finanzas del Cogenerador y la producción del proceso asociado.” [Ingenio Riopaila Castilla]"Consideramos que (1) año es mucho tiempo, pues se quedaría la planta sin vender los excedentes, situación que a nuestro juicio no estimula a nuevas inversiones en este tipo de proyectos de generación eléctrica, con el cual se asegura la disponibilidad de energía para cubrir la demanda nacional, se sugiere 3 meses. ” [Genercauca]“Consideramos que es necesario modificar las penalizaciones que se aplican por

no cumplir los niveles de eficiencia establecidos... por otro lado, antes de perder la condición de cogenerador, se le debe dar un tiempo prudencial acorde con la duración de las actividades que debe realizar para cumplir con los niveles requeridos de eficiencia.” [ANDI]“Si se determina que el Cogenerador no podrá seguir vendiendo excedentes de energía en el Mercado de Energía Mayorista, esto implica necesariamente que al no poder comercializar excedentes, se debe bajar parcial o totalmente la producción tanto de energía eléctrica como de energía térmica, ya que las restricciones técnicas y operativas de los procesos de Cogeneración así lo exigen.Es decir que se afectaría la producción industrial, y se afectaría la actividad^


Sesión No 439

económica no solo asociada a la generación sino al proceso térmico y a los productos principales de la industria.” [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [ingenios Cauca y Providencia]"... como se manejarían los impactos derivados de propuesta de la CREG de definir que no se puede seguir comercializando excedentes, si al momento de presentarse esta situación pueden y seguramente existirán contratos de suministro a largo plazo, y sus correspondientes contratos de representación, respaldo en el MEM y/o con usuarios finales. Si se determina la no venta de excedentes, que pasará con los compromisos de largo plazo y las transacciones de energía asociados a estos. Las consecuencias de esta determinación también son nefastas y no proporcionales a la causa invocada por la CREG."[Asocaña]“Es mas acertado y correspondiente, por ejemplo limitar la participación en el mercado mayorista, a vender excedentes en bolsa y mantener los contratos vigentes, y a no realizar más contratos hasta que se levante el incumplimiento. Igualmente se podría limitar la venta de excedentes en proporcional al incumplimiento del REE y no totalmente, de tal manera que si se incumple en un porcentaje respecto al límite mínimo exigido, sea solo en este porcentaje lo que se limite en la comercialización.” [Asocaña]

Respuesta:En primer lugar, la propuesta regulatoria no establece penalizaciones a quienes no reúnan los requisitos para calificar un proceso de generación de energía como cogeneración. Simplemente da aplicación a la ley 1215 de 2008, según la cual los procesos de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica deben cumplir unos requisitos y condiciones técnicas para que ser considerados un proceso de cogeneración; si no los cumplen, la consecuencia jurídica es que no pueden ser considerados como cogeneración, lo cual no constituye una penalización.

La propuesta regulatoria prevé dos escenarios para demostrar el cumplimiento del REE dependiendo si el agente Cogenerador es nuevo o existente; para el caso de los nuevos agentes, éstos deben realizar una única prueba dentro de los seis meses siguientes al inicio de operación en el SIN, mientras que los Cogeneradores existentes, realizan ésta única prueba dentro de los seis meses siguientes a la expedición del procedimiento de prueba y auditoria.

Posteriormente, una vez se completen 12 meses de reportes por parte del Cogenerador nuevo o existente, el CND trimestralmente a partir de los registros para los últimos 12 meses informará el valor calculado tanto del REE como de la relación de energía térmica y eléctrica para los Cogeneradores.

En caso que el REE o la relación de energía térmica y eléctrica sean inferiores al mínimo exigido, el Cogenerador dispone de un mes para la realización de una prueba para demostrar el cumplimiento de los indicadores exigidos por la propuesta.

Solo en el caso de no presentar la certificación o si cualquiera de los valores certificados resulta inferior a los mínimos exigidos en la propuesta regulatoria, el agente perderá su calificación como Cogenerador y por ende no podrá realizar la venta de excedentes en el MEM. M


Sesión No 439

Como se evidencia de lo anterior, el agente solo pierde la condición de Cogenerador cuando incumple los requisitos que inicialmente ya había demostrado, dentro de los seis meses siguientes a su entrada al MEM. Adicionalmente, al detectar el incumplimiento la pérdida de la calidad del Cogenerador no es inmediata, se da un plazo para que el agente demuestre nuevamente el cumplimiento de los indicadores.Además, el seguimiento trimestral a los indicadores permite la detección de una tendencia en el deterioro de los mismos y así mismo, la toma de decisiones por parte del agente para su corrección.

De igual forma, como se presentó en el Documento CREG 061 de 2009, el valor mínimo establecido para el indicador REE contempla la posibilidad de 30 días en ios cuales el Cogenerador puede mantener la generación de energía eléctrica mientras la demanda de Calor Útil es cero, entendiendo la posibilidad de la existencia de un periodo de tiempo en el cual, debido a mantenimiento o ante una falla en el proceso productivo del cual hace parte integrante el proceso de cogeneración, la demanda de calor fuese cero. Éste es un elemento más que hace poco probable que el agente pierda la condición de Cogenerador y que por ende no venda sus excedentes en el MEM.

Por otro lado, en los comentarios y apreciaciones enviadas a la Comisión no se identifican elementos técnicos ni económicos que conduzcan al Cogenerador a incumplir los valores mínimos exigidos en la propuesta, más aun considerando que el agente Cogenerador debió demostrar inicialmente mediante pruebas y una auditoría el cumplimiento de dichos valores mínimos.

Finalmente, teniendo en cuenta los elementos anteriormente descritos de la propuesta regulatoria consignada en ia Resolución CREG 077 de 2009 y los análisis realizados al interior de la Comisión, la propuesta final es ajustada como se indica en los literales g) y h) del numeral 4 de este documento.


3.8.1 “Sugerimos que la regulación nos de una mayor claridad en lo relacionado a la comercialización de la energía son y sin garantía de potencia. Específicamente cuando los excedentes para la venta sean mayores a 20 MW condición que implica ser despachado centralmente y vender en bolsa, lo cual afectaría los ingresos del Cogenerador y los planes de mantenimiento programados para las fabricas de azúcar. ” [Ingenio Riopaila Castilla]“Respecto a la comercialización de los excedentes, es necesario definir cómo se va a exigir y a respaldar la garantía de potencia. ’’ [ANDI]“Si bien toda la regulación determina la comercialización condicionada por la energía con garantía de potencia o sin garantía de potencia, no existe una definición clara de cómo se debe exigir y respaldar esta garantía de potencia. No es claro como se instrumentatiza... Se solicita aclarar explícitamente esta garantía en términos prácticos operativos y comerciales y como se establece el cumplimiento de esta exigencia en el MEM y en el SIN, y se sugiere que la misma debe estar relacionada con la capacidad instalada disponible de excedentes, con el registro de las plantas ante el operador y administrador del Sistema XM.’’ [Asocaña] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia] ¿

Respuesta:


Sesión No.439

La Resolución CREG 107 de 1998 en su Artículo primero define claramente los términosde Energía Excedente con y sin garantía de potencia y adicionalmente cómo se debeinterpretar la afirmación “garantizada por el agente”, por tanto no se considera necesarioincluir o modificar estas definiciones en la resolución final.


3.9.1 "Es necesario que la resolución distinga entre el respaldo en el suministro de energía y el servicio de respaldo de red, para brindar mayor claridad en la interpretación de la norma respecto a la aplicación del concepto "Uso del respaldo” que se define en el artículo 8o del proyecto de resolución. ” [CODENSA].

Respuesta:Se considerará en la propuesta final.

3.9.2 "...consideramos necesario establecer explícitamente el mecanismo para aplicar estos dineros, es decir, si estos se deben distribuir con base en la Demanda Total Domestica o en la Demanda Total (si en esta asignación se incluye la demanda de Transacciones Internacionales de Electrícidad-TIE-)."[XM],

Respuesta:Se considerará en ia propuesta final.


3.10.1 "Consideramos que los proyectos de cogeneración, con o sin garantía de potencia, cuya capacidad de generación de excedentes supere los 20 MW, deben tener participación obligatoria en el Despacho Central, con las responsabilidades que ellos implica... ” [EPSA].

Respuesta:La apreciación no presenta elementos técnicos ni económicos para sustentar lo señalado.

3.11 Comentarios Generales a la propuesta

3.11.1 “Entre los elementos a considerar en el MOR para la definición de la demanda agregada, deben tenerse en cuenta de un lado los menores consumos de los cogeneradores así como sus potenciales ventas al mercado regulado.” [CODENSA]."Debe compatibilizarse esta disposición, con lo propuesto para el Mercado Organizado Regulado - MOR. ” [XM]"Teniendo en cuenta el crecimiento y potencial de la actividad de cogeneración

en el pals, consideramos que frente a proyectos como el MOR que busca optimizar la formación de precios en el mercado, se debería ampliar al mercado regulado la energía que Generadores o Comercializadores pueden ofrecer, derivada de negociaciones libres con Cogeneradores. ” [EMGESA]

Respuesta:La propuesta considerará lo pertinente a las plantas de cogeneración integrantes del SIN.

JA


Sesión No. 439

3.11.2 “...nuestra principal inquietud con respecto al tema de la cogeneración es que se incremente el número de agentes Cogeneradores que aprovechando la exención del 20 % de contribución de que trata la ley 1215 de 2008, construyendo plantas de generación ineficientes en el uso de los recursos energéticos para producir energía eléctrica, apalancando parte de sus costos de O&M con la venta de excedentes de energía al mercado de energía, restándole competitividad a este último." [GECELCA]

Respuesta:Como se indica en los documentos soportes de las Resoluciones CREG 134 de 2008 y 077 de 2009, el objetivo de la propuesta regulatoria es determinar qué procesos de producción combinada de energía térmica y eléctrica pueden ser considerados como cogeneración, para los efectos previstos en la ley 1215 de 2008.

3.11.3 " Sugerimos que se estipule en la reglamentación que los cogeneradores reporten sus planes de mantenimiento, conforme la normatividad aplicable a los generadores del SIN, por cuanto es una demanda que podría aparecer de súbito en el sistema, con los correspondientes riesgos operativos para su cubrimiento. ” [GECELCA]

Respuesta:Como se estableció en la Resolución CREG 039 de 2001, todo Cogenerador que participe en bolsa con excedentes de energía con garantía de potencia, está sujeto a la regulación aplicable a los agentes generadores.

3.11.4 “Toda energía que implique innovación y tecnología debe poder entregarse al mercado como complemento de un portafolio energético, sin más restricciones que la de calidad y confiabilidad que el sistema le pide a los demás generadores, en especial a las plantas filo de agua que solo generan de acuerdo con el recurso disponible..." [DICIEL]

Respuesta:La propuesta regulatoria no establece reglas más allá de las estrictamente necesarias para dar cumplimiento de la ley 1215 de 2008.

3.11.5 “Reiteramos muy respetuosamente que consideren una nueva consulta de la resolución." [ASOCAÑA] [Ingenio Risaralda] [Ingenio Mayagüez] [Ingenio San Carlos] [Ingenio Providencia] [Ingenio Pichinchi] [Ingenios Cauca y Providencia]

Respuesta:Considerando que la propuesta presentada por la Comisión para el cumplimiento de lo estipulado en la ley 1215 de 2008, ya había sido sometida a consulta por medio de la resolución CREG 134 de 2008 y que los ajustes realizados a la nueva propuesta consignada en la Resolución 077 de 2009 no presenta cambios mayores, no se considera necesario la realización de una nueva consulta. ^


Sesión No. 439

4. AJUSTES A LA PROPUESTA ESTABLECIDA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG 134 DE 2008.

Se adjunta la propuesta de resolución considerando los comentarios y consultas presentadas por los agentes. Las principales modificaciones y ajustes adelantados:

a) Se ajusta la definición de Calor Útil.b) Se incluye la definición de Combustible Principal para Cogeneración y su uso en

el protocolo de prueba.c) Modifica el Articulo 2 de la propuesta, exigiendo al Cogenerador existente el

mínimo entre el valor del REE obtenido como resultado de la auditoría y pruebas y el valor definido para los Cogeneradores nuevos.

d) Dentro del alcance de la auditoría se incluye el consumo y reporte de energía primaria.

e) La periodicidad del reporte del combustible se ajusta de una resolución diaria a semanal, considerando las limitaciones y los procedimientos aplicados por los agentes Cogeneradores existentes.

f) Considerando que para determinar la demanda objetivo no se incluye la demanda de los Cogeneradores, el costo de la energía suministrada para el respaldo de Cogeneradores Usuario no Regulado, será igual al Precio de Bolsa, situación que se tendrá en cuenta en la liquidación del comercial izad or que atiende dicho Cogenerador.

g) Se suprime la pérdida de calidad de Cogenerador cuando este ha incumplido el REE mínimo exigido, por tanto el agente mantiene su condición ya que ésta había sido demostrada al inicio de su operación, sin embargo no se permite su venta de excedentes en el MEM como consecuencia del incumpliendo demostrado.

h) Se modifica la resolución eliminando el periodo mínimo de un año para la nueva solicitud de calificación de procesos de Cogeneración, que perdieron dicha condición de acuerdo con lo propuesto en el Artículo 7 de la resolución en consulta. La resolución final únicamente propone que para retomar la posibilidad de venta de excedentes de energía se debe presentar una prueba satisfactoria de acuerdo con los procedimientos y requisitos establecidos para estas.Este ajuste permite al SIN disponer de un mayor número de agentes y energía para atender la demanda, y evita la dificultad de definir un periodo de tiempo que considere los ajustes a realizar en el proceso de cogeneración para alcanzar los , requisitos mínimos. ^

D-003-10 ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTAPRESENTADA MEDIANTE LA RESOLUCIÓN CREG 077 DE 2009

22

ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf... ·...

Documents

Transcript of ANÁLISIS DE LOS COMENTARIOS RECIBIDOS SOBRE LA PROPUESTA ...apolo.creg.gov.co/Publicac.nsf... ·...