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Comisión de Regulación de Energia y Gas

MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDAREGULADA - MOR

DOCUMENTO CREG-07728 de Octubre de 2008

CIRCULACIÓN:MIEMBROS DE LA COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS

Sesión No. 391

CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................... 10

2. OBJETIVO DEL DOCUMENTO....................................................................................... 10

3. ANTECEDENTES.................................................................................................................10

3.1. DOCUMENTO CREG-065-06....................................................................................... 10

3.2. PROPUESTA PROFESOR CRAMTON .................................................................... 11

3.3. RESOLUCIÓN CREO 119 DE 2007 ........................................................................... 11

4. PRINCIPIOS FUNDAMENTALES.................................................................................... 12

5. ESQUEMA GENERAL MOR...............................................................................................12

6. DEFINICIÓN DEL PRODUCTO Y OBLIGACIONES EN EL M O R .............................. 16

6.1. OBJETIVO................................................................................................... 16

6.2. ANTECEDENTES.............................................................................................................16

6.3. SITUACIÓN ACTUAL...................................................................................................... 17

6.4. PRODUCTO......................................................................................................................20

6.5. CANTIDAD DE ENERGÍA COMPROMETIDA EN EL PRODUCTO........................20

6.6. ALTERNATIVAS ANALIZADAS.....................................................................................216.6.1. Distribución horaria igual a la del S IN .......................................................216.6.2. Producto Plano............................................................................................. 226.6.3. Producto de tres bloques............................................................................ 22

6.7. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS..................................................................... 236.7.1. Estabilidad - Volatilidad en la tarifa al usuario final................................ 236.7.2. Eficiencia económica - Contribución a la concurrencia........................ 266.7.3. Simplicidad - Facilidad en el cálculo del valor del producto................. 276.7.4. Consistencia - Ejercicio de poder de mercado de los generadores en la bolsa en las horas en las que la demanda esta subcontratada........................ 27

6.8. EVALUACIÓN DE CRITERIOS - RESUMEN............................................................. 27

6.9. TAMAÑO DE LA UNIDAD DE NEGOCIACIÓN...........................................................28

6.10. PERIODO DE COMPROMISO Y PLANEACIÓN........................................................ 286.10.1. Definiciones....................................................................................................... 28

6.11. ALTERNATIVAS ANALIZADAS.....................................................................................29

6.12. CRITERIOS DE DECISIÓN............................................................................................306.12.1. Estabilidad - Incertidumbre sobre los precios de la energía en bolsa en el

periodo de compromiso del contrato.............................................................306.12.2. Estabilidad - Diversificación del riesgo de precio........................................316.12.3. Homogenización de los precios de varios “sub-periodos”......................... 316.12.4. Eficiencia Económica - Costos de transacción y complejidad operativa 32

6.13. SELECCIÓN DE ESQUEMA...........................................................................................32

6.14. RESUMEN DEL PRODUCTO RECOMENDADO....................................................... 32

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR

Sesión No. 391

7. DEMANDA OBJETIVO........................................................................................................ 34

7.1. OBJETIVO......................................................................................................................... 34

7.2. ANTECEDENTES.............................................................................................................34

7.3. SITUACIÓN ACTUAL......................................................................................................34

7.4. ALTERNATIVAS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA............................... 367.4.1. Proyección Administrada....................................................................................367.4.2. Proyección Descentralizada............................................................................... 36

7.5. ANÁLISIS DE RIESGO................................................................................................... 38

7.6. ANÁLISIS DE LAS ALTERNATIVAS.............................................................................39

7.7. ALTERNATIVAS PARA LA ENTREGA DEL PRODUCTO - DETERMINACIÓN DE LAOBLIGACIÓN............... 40

7.7.1. Distribución Uniforme.................................... 407.7.2. Distribución por Tipo de Día...............................................................................417.7.3. Distribución Variable........................................................................................... 41

7.8. Análisis de las Alternativas.............................................................................................41

8. SUBASTA...............................................................................................................................42

8.1. OBJETIVO DEL DISEÑO DE LA SUBASTA............................................................... 42

8.2. PROPUESTA DE LA SUBASTA....................................................................................428.2.1. Tipo de Subasta...................................................................................................428.2.2. Participación.........................................................................................................428.2.3. Frecuencia de las Subastas...............................................................................438.2.4. Cantidad a subastar............................................................................................ 438.2.5. Obligaciones derivadas de la subasta..............................................................438.2.6. Periodo de Planeacíón........................................................................................438.2.7. Periodo de compromiso......................................................................................438.2.8. Organización.........................................................................................................44

8.2.8.1. Institucionalidad............................................................................................ 448.2.8.2. Infraestructura tecnológica y sistemas de información.......................... 44

8.2.9. Procedimiento de la subasta..............................................................................448.2.9.1. Definición de la función de demanda para la subasta.............................458.2.9.2. Pre-calificación y Calificación......................................................................468 2.9.3. Operación de la Subasta.................. 468.2.9.3.1. Primera Ronda...........................................................................................478.2.9.3.2. Rondas Subsiguientes...............................................................................478.2.9.3.3. Ronda Final.................................................................................................488.2.9.4. Auditoría..........................................................................................................488.2.9.5. Asignación..................................................................................................... 48

8.2.10. Regla de actividad.............................................................................................. 488.2.11. Fallas en la Subasta........................................................................................... 498.2.12. Reglamento de la Subasta................................................................................. 49

9. TRANSACCIONES EN EL MERCADO.............................................................................49

9.1. OBJETIVO......................................................................................................................... 49

9.2. ANTECEDENTES.............................................................................................................50

9.3. SITUACIÓN ACTUAL......................................................................................................50

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR 8

Sesión No. 391

9.4. ALTERNATIVAS...............................................................................................................51

9.5. EVALUACIÓN....................................................................................................................519.5.1. Principio de Consistencia...................................................................................519.5.2. Principio de Simplicidad..................................................................................... 539.5.3. Principio de Eficiencia Económica.................................................................... 54

9.6. PROPUESTA.....................................................................................................................56

10. LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LAS OBLIGACIONES EN EL MOR.........................57

10.1. OBJETIVO..........................................................................................................................57

10.2. ANTECEDENTES.............................................................................................................57

10.3. SITUACIÓN ACTUAL...................................................................................................... 57

10.4. ALTERNATIVAS DE LIQUIDACIÓN CONSIDERADAS............................................ 5910.4.1. Liquidación por balance de energía en el mercado de corto plazo 5910.4.2. Liquidación por diferencias independiente de la bolsa de energía 59

10.5. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE LIQUIDACIÓN................................... 6010.5.1. Neutralidad - Distribución del riesgo de crédito en el mercado de corto plazo

60

10.6. ALTERNATIVAS DE RECAUDO CONSIDERADAS..................................................62

10.7. EVALUACIÓN DE U \S ALTERNATIVAS DE RECAUDO......................................... 6210.7.1. Eficiencia económica - Gestión de cartera y Gravamen de Movimientos

Financieros..........................................................................................................6210.7.2. Simplicidad - Complejidad operativa.............................................................. 6310.7.3. Neutralidad - Discriminación en los pagos..................................................... 63

10.8. PROPUESTA.....................................................................................................................63

11. GARANTÍAS...........................................................................................................................63

11.1. OBJETIVO......................................................................................................................... 63

11.2. ANTECEDENTES.............................................................................................................64

11.3. EXPOSICIÓN AL RIESGO.............................................................................................. 64

11.4. ALTERNATIVAS DE CUBRIMIENTO...........................................................................65

11.5. VALOR DE LA COBERTURA........................................................................................ 67

11.6. PRINCIPIOS........................................................................................................... 68

11.7. TIPOS DE GARANTÍAS ADMISIBLES.........................................................................69

11.8. REGLAMENTO DE GARANTÍAS PARA EL M O R ..................................................... 69

11.9. CAPACIDAD DE LOS ESTABLECIMIENTOS DE CRÉDITO................................... 69

ANEXO 6.1......................................................................................................................... 71Manejo del Riesgo de Demanda.................................................................................... 71

ANEXO 6.2...................................................................................................................................... 76Calculo de A P .................................................................................................................... 76

ANEXO 7.1................................................................................. 77


Sesión No. 391

MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR

1. INTRODUCCIÓN

La Comisión de Regulación de Energía y Gas a partir del año 2006 emprendió los estudios para diseñar y reglamentar la contratación eficiente de energía para la demanda regulada, en adelante denominado MOR. En este sentido se presentó una propuesta inicial y se contrató un experto internacional en el tema de subastas. Ahora y con el propósito de dar a conocer una propuesta concreta para el desarrollo del MOR, se presenta este documento de trabajo que incluye los antecedentes, los principios fundamentales en que se debe basar el mercado, el esquema general en que se enmarcará el MOR y un análisis detallado de los elementos del esquema de la propuesta y el análisis de sus posibles alternativas.

2. OBJETIVO DEL DOCUMENTO

El presente Documento tiene por objeto:

• Presentar y divulgar la propuesta para el diseño del Mercado Organizado para la Demanda Regulada - MOR.

• Plantear el conjunto de elementos que forman parte del esquema del MOR y sus alternativas, para evaluación y comentarios de la industria.

3. ANTECEDENTES

Dentro de los antecedentes se encuentran el Documento CREG 065 de 2006- “Definición de la Componente de Generación de la Fórmula Tarifaria de Energía Eléctrica”, la propuesta del Profesor Cramton - “Colombia’s Forward Energy Market” y la Resolución CREG 119 de 2007 “Por la cual se aprueba la fórmula tarifaria general que permite a los Comercializadores Minoristas de electricidad establecer los costos de prestación del servicio a usuarios regulados en el Sistema Interconectado Nacional”. Así mismo, se han tenido en cuenta los comentarios realizados por los Agentes sobre la propuesta de Cramton.

3.1. DOCUMENTO CREG-065-06

Mediante el Documento CREG-065 de 2006 se mostró que las convocatorias públicas para la compra de energía con destino al usuario regulado, establecidas en la Resolución CREG 020 de 1996, presentan deficiencias en cuanto a la formación de precios eficiente.

Para responder a esta situación, la Comisión emprendió la tarea de diseñar un mecanismo mediante el cual el precio de la electricidad se forme eficientemente, se evite la exposición del usuario regulados a la volatilidad de precios y se asegure suficiencia financiera al comercializador que atiende el mercado. En tal sentido, se propusieron dos mecanismos para


la compra-venta de contratos: i) Mercado Organizado Regulado - MOR; y ¡i) subastas bilaterales.Las características generales, propuestas para el MOR fueron:

• Participación voluntaria.• Mecanismo centralizado y organizado.• Subasta anónima realizada en una plataforma basada en Internet.• Transacciones soportadas por un mecanismo de garantías estándar.• Producto: contrato de tipo financiero de energía, modalidad pague lo contratado,

periodo de ejecución entre uno y dos años, unidad de negocio de 120 kWh - día porcontrato y dos contratos en bloques verticales (diurno: 7 a.m. a 7 p.m. y nocturno: 7 p.m. a 7 a.m.)

• Una subasta por año

En cuanto a las Subastas bilaterales, se planteó un mecanismo para complementar los productos del MOR que permita el cubrimiento total de la demanda regulada de los comercializadores. En estas subastas las compras de energía de los comercializadores a su generador integrado estarían restringidas, para evitar comportamientos anticompetitivos.

3.2. PROPUESTA PROFESOR CRAMTON - CIRCULAR CREG 044 DE 2007

Con base en lo planteado en el Documento CREG 065 de 2006, la Comisión contrató al profesor Peter Cramton, experto internacional en esta materia, quien analizó la propuesta mencionada y diseñó el esquema de subasta para ¡mplementar el mercado de contratos. El resultado de este estudio fue divulgado mediante la circular 044 de 2007.

En relación con el MOR1, el profesor Cramton recomendó entre otros: i) subasta de tipo de reloj descendente con precio uniforme; ii) producto único de tipo financiero (contrato pague lo demandado con tope), con duración de 2 años y cuya unidad de negociación es un porcentaje equivalente al 0.1% de la demanda cada hora; y iii) participación obligatoria para los comercializadores que representan la demanda regulada y voluntaria para los vendedores.

Es de anotar que los comentarios y las propuestas que surgieron por parte de los agentes en relación con el diseño recomendado, fueron atendidos por el mismo profesor en su informe final. Así mismo, estos han sido tenidos en cuenta por la Comisión para la propuesta que actualmente se presenta en este documento.

3.3. RESOLUCIÓN CREG 119 DE 2007

De otro lado, la Resolución CREG 119 de 2007 estableció la fórmula tarifaria para usuarios regulados. En esta se incorporó dentro del componente de generación los costos de compra de energía en el MOR.

1 Si bien el Profesor Cramton recomendó una subasta simultánea de dos productos, uno para el mercado regulado y otro para el no regulado, también manifestó que es posible iniciar con las subastas de compra de energía con destino al mercado regulado y una vez se encuentre éstas funcionando puede contemplarse la inclusión de la demanda no regulada.


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4 . PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

Los principios en que se fundamenta el Mercado Organizado para la demanda Regulada - MOR son los siguientes:

PRINCIPIOS DESCRIPCIÓN

1. Eficiencia Económica

El MOR por el principio de eficiencia económica debe asegurar la formación de precios eficientes y bajos costos de transacción.

2. Suficiencia Financiera

El Mercado Organizado para la demanda Regulada, debe buscar la recuperación de costos eficientes.

3. Estabilidad

Para cumplir con el principio de estabilidad el MOR debe asegurar la cobertura a las variaciones de precios de bolsa.

4. Neutralidad

Por el principio de neutralidad, se debe garantizar la igualdad de condiciones para los participantes con riesgos similares.

5. TransparenciaAdopción de un esquema explícito, público que garantice la participación.

6. Simplicidad

El esquema MOR debe ser de fácil comprensión y su aplicación y control no debe presentar dificultades.

7. Exígibilidad

Seguridad en el cumplimiento de las obligaciones adquiridas por parte de los compradores y vendedores.

8. Consistencia

El esquema MOR debe buscar la articulación con los mercados de contratos de corto plazo y de confiabilidad.

5. ESQUEMA GENERAL MOR

El Mercado Organizado Regulado - MOR se define como el conjunto de transacciones de compra y venta de energía eléctrica para suplir la demanda de los usuarios finales regulados.

En este mercado las transacciones serán realizadas mediante un mecanismo de subasta de forma centralizada y estandarizada. Los Comercializadores que representan la demanda regulada, participarán de forma obligatoria y los Generadores de forma voluntaria.


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Los elementos principales del esquema MOR, los cuales son necesarios establecer y reglamentar para su implementación, se pueden resumir en ocho. Definidos de la siguiente manera:

i) Producto: referido como el bien que es transado en este mercado.

ii) Demanda objetivo: cantidad a ser subastada.

iii) Subasta: referido al tipo de mecanismo competitivo que se utilizaría para la asignación del bien.

iv) Transacción en el mercado: definición de los derechos y las obligaciones que se generan en el MOR.

v) Liquidación: definición de las reglas para cuantificar y asignar las obligaciones derivadas de la subasta.

vi) Mercado secundario: Lugar donde los agentes con derechos y obligaciones resultantes del MOR pueden comercializar sus derechos contractuales.

vii)Garantías: determinación de los Instrumentos a utilizar para respaldar las obligaciones.

viii) Transición: Periodo para pasar del esquema actual al de mercado organizado de contratos. En este, podrán convivir los contratos vigentes que obedezcan al proceso de convocatoria pública establecido en la Resolución CREG 020 de 1996 y las obligaciones que se deriven del MOR.

Figura 5.1. Elementos del MOR

7. Garantías

6. Mercado secundario

5. Liquidación

Esquema ^ MOR

# %

1. Producto

2. Demanda Objetivo

4. Transacción en el mercado

8. Transición


En el MOR se propone transar un producto único, estándar, de tipo financiero con modalidad pague lo contratado y de tamaño de 1 MWh-día con distribución horaria igual a la de la curva de carga del Sistema Interconectado Nacional y cuya duración será de un año. Para este producto el periodo de planeación, es decir el tiempo que transcurre entre la finalización de la subasta y el inicio de la ejecución del contrato, será de un año.

El producto propuesto se diferencia del recomendado por el profesor Cramton en la modalidad de pague lo contratado, debido a que esta permite transferir un menor riesgo a los vendedores y en consecuencia conseguir un menor precio.

Es de anotar que para la selección de la distribución horaria se analizaron las opciones de forma plana, por bloques y la curva que sigue la carga del SIN, escogiendo esta última por simplicidad y considerando que la curva de carga de la demanda regulada se asemeja en su tendencia a la curva del sistema.

Las cantidades a ser compradas en el MOR se derivaran de las proyecciones de la demanda regulada para un año. Entre las opciones analizadas para la definición de la demanda objetivo se consideraron la proyección descentralizada, es decir, proyección a cargo de los comercializadores que atienden la demanda regulada, y la proyección centralizada, la cual sería definida por regulación. Se recomienda esta última opción debido a que la primera puede conducir a sobreestimaciones, especialmente por aquellos agentes integrados verticalmente.

Teniendo en cuenta la propuesta del profesor Cramton, durante el año se realizarán cuatro subastas, cada una de ellas de tipo de reloj descendente que cierra con precio uniforme y en donde se subasta un cuarto de la demanda objetivo. En cada una de las subastas los vendedores retiran cantidades en la medida que el precio disminuye sucesivamente, alcanzando el equilibrio cuando la cantidad ofertada es igual o inferior a la cantidad demandada.

Para la subasta, los compradores contarán con una función de demanda definida regulatoriamente que tendrá el propósito de proteger a los usuarios de prácticas anticompetitivas y la cual se determinará con base en la demanda objetivo y los precios que se definan.

Una vez analizadas las alternativas de forma jurídica que pueden tener las transacciones del MOR, entre las cuales se estudió el contrato bilateral y la extensión de las transacciones del Mercado Mayorista, se propone que el MOR funcione de forma centralizada, que su constitución, ejecución y liquidación se haga a través del Mercado de Energía Mayorista y que los derechos y obligaciones queden en las normas que se establezcan mediante la regulación. Lo anterior para mantener la consistencia con lo existente en el Mercado Mayorista, conseguir menores costos y lograr mayor eficiencia y simplicidad.

Para establecer el mecanismo de liquidación se estudiaron dos alternativas. La primera que considera una liquidación por diferencias y la segunda un mecanismo similar al que se utiliza en la actualidad para liquidar las transacciones en el mercado mayorista. En la primera alternativa las partes se pagan las diferencias entre el precio de bolsa y el precio del contrato y en la segunda alternativa el comprador paga el valor total del contrato al vendedor y este a su vez le paga a la bolsa el valor que le corresponda.


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De acuerdo con lo analizado se consideró como la mejor propuesta la liquidación por diferencias. Esta permitirá que no se interfiera con el mercado de corto plazo.

Ahora bien y teniendo en cuenta que el MOR implicará la participación obligatoria para los comercializadores que atienden demanda regulada, para su correcta operación es necesario proteger a sus participantes y ofrecer herramientas que les permitan cubrir el riesgo de de crédito al que se exponen. El riesgo de crédito es característico de cada agente y su dimensión depende, en general, de Ja valoración de los aspectos de mercado y operativos propios de cada agente, que permiten determinar la incertidumbre probable en el cumplimiento de las obligaciones adquiridas en los contratos.

La propuesta en relación con el tema de garantías es la de utilizar un esquema similar al establecido en Resolución CREG 019 de 2006 y en donde la garantía sería renovada de manera rotativa para cubrir al menos dos meses de obligaciones (diferencias a pagar al mercado entre el precio de bolsa y el precio del contrato). Ahora bien, con este esquema sería necesario analizar la manera de cubrir las pérdidas que enfrentarían las partes cuando se registra un incumplimiento, toda vez que las garantías no abarca todo el plazo de la cobertura que brinda el contrato. Para esto se analizaron dos alternativas: i) la primera que implica una terminación del contrato MOR y; ii) la segunda un traslado de la cantidad contratada e incumplida al resto de la demanda, la cual permitiría reducir el costo de las garantías. De acuerdo con los primeros análisis se propone la segunda, esto debido a que se reduce la percepción al riego de los vendedores lo cual promoverá la concurrencia y debido a que al reducirse el periodo de cubrir de 12 meses a 2 meses se reduce el monto a garantizar. Así mismo se considera la calificación de riesgo para establecer el monte de garantía.

Finalmente, lo correspondiente al mercado secundario y el periodo de transición se precisarán posteriormente y una vez se definan los elementos anteriores.De forma resumida las características para cada uno de los elementos que conforman el esquema MOR, serían las siguientes:

Tabla 1. Elementos del esquema MOR y sus características.

ELEMENTO CARACTERÍSTICA1. Producto Unico, estándar y financiero

Pague lo contratado Tamaño 1 MWh-d Duración; 1 añoDistribución temporal horaria que se ajusta a la curva de carga del SINPeriodo de planeación: 1 año.

2. Demanda objetivo Proyección de demanda regulada para un año.3. Subasta Cuatro subastas ai año

En cada una se subasta % demanda objetivo Subasta tipo: Reloj descendente Participación:

* Comprador: demanda regulada- Obligatoria♦ Vendedor: Generadores - Voluntaria

Función de demanda agregada.

4. Transacción en el mercado Mercado centralizado.


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Constitución a través del Mercado de Energía Mayorista Derechos y obligaciones de la regulación.

5. Liquidación Dos alternativas:• Por diferencias.• Mecanismo similar al utilizado para liquidar las

transacciones en el mercado mayorista.

6. Mercado secundario En estudio.7. Garantías Esquema similar Resolución CREG 019 de 2006.8. Transición Por definir.

Es de indicar que el análisis particular de cada uno de los elementos descritos de forma general será abordado en los siguientes capítulos de este documento de la siguiente manera: En el capítulo 6 se presenta la definición del producto y las obligaciones en el MOR. En el capítulo 7, se analiza la determinación de la demanda objetivo. En el capítulo 8, se tratan los aspectos relacionados con la subasta. En el siguiente capítulo lo referente a las transacciones en el mercado. El capítulo 10, se referirá a la liquidación y el capitulo 11 presentará el estudio correspondiente a las garantías.

6. DEFINICIÓN DEL PRODUCTO Y OBLIGACIONES EN EL MOR

6.1. OBJETIVO

El objetivo del estudio presentado en este capítulo es definir las características del producto que va a ser usado en el MOR. Para tal fin se dividió el estudio en dos temas:

1) Cantidad de energía asociada al producto del MOR.2) Periodo de compromiso y planeación.

6.2. ANTECEDENTES

La CREG en el documento CREG 065 de 2006 propuso la creación de un mercado organizado en donde los comercializadores compraran la energía para atender a su demanda regulada (MOR). La propuesta contemplaba la transacción de dos diferentes productos, uno diurno y uno nocturno. Esta distribución temporal era el resultado de una optimización que maximizaba la cantidad de energía que todos los comercializadores, en forma individual, podían compran sin incurrir en sobrecontrataciones en ninguna hora de! día, conforme a sus diferentes curvas de carga.

Posteriormente la CREG contrato a comienzos del año 2007 al profesor Peter Cramton para que diseñara la subasta de este mercado y revisará el producto transado. En su estudio2, el consultor recomendó usar un solo tipo de producto para cubrir la demanda regulada, lo cual era viable mediante el uso de una distribución colectiva3 de los productos comprados.

2 “C olom bia’s Forward Energy M arket” , 28 de agosto del 2007.3 Se refiere a que la sum a de la energía com prada en la subasta se reparte entre todos los com ercializadores a prorrata de su dem anda com ercial en cada hora. La distribución individual en la que se baso la propuesta del docum ento CREG 065 de 2006, consiste en que cada com ercializador se hacía responsable de un determinado núm ero de los productos comprados.


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6.3. SITUACION ACTUAL

Actualmente los comercializadores compran su energía mediante contratos bilaterales de largo plazo y/o en el mercado de corto plazo. Para la compra en contratos con destino a los usuarios regulados, los comercializadores están obligados a realizar convocatorias públicas, conforme a lo dispuesto en la resolución CREG 020 de 1996.

A través de toda la historia del mercado, las compras mediante contratos han significado alrededor del 80% y el 90% de todas las compras con destino al mercado regulado. La principal razón de este alto porcentaje es la volatilidad del precio en el mercado de corto plazo; tanto para compradores como para vendedores, fijar con antelación un precio estable de la energía les proporciona protección contra cambios abruptos del precio de bolsa. En las siguientes gráficas se presentan los precios de bolsa históricos y las cantidades de energía compradas en bolsa y en contratos con destino al mercado regulado.

Figura 6.1

PRECIO DE BOLSA160

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Fuente: Neón - XM


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Figura 6.2

Demanda Regulada Compras en contratos y en bolsa

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g 2,500.000

12. 2.000.000 (0

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Fuente: Neón - XM

Debido a que la resolución CREG 20 de 1996 no estableció condiciones para homogenizar los contratos, estos presentan una gran cantidad de variantes en sus condiciones. Lo cual hace que establecer cualquier tipo de estadísticas o comparaciones entre los mismos sea muy complejo. Sin embargo, a continuación se presentan algunas de las características generales que se han obtenido al estudiar los contratos despachados en el mes de enero de 2008 con destino a! mercado regulado.

Clase de compromiso

La contratos pueden ser clasificados como contratos pague lo demandado y contratos tipo pague lo demandado, conforme a si la cantidad de energía comprometida es fija o depende de la demanda del comprador.

La modalidad más usada para las compras de energía con destino al mercado regulado es la modalidad pague lo contratado. En la siguiente gráfica se observa el volumen de las compras que realizan los comercializadores en cada modalidad de contrato (pague lo contratado y pague lo demandado).


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60

50

40£

ó 30roa?e ?n

10

Figura 6.3COMPRAS EN CONTRATOS CON DESTINO AL MERCADO REGULADO

ENERO 2008

I PD

I PC

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^ a : ^ u -

Comercializador

Fuente: XM, datos procesados por la CREG

Distribución horaria de los contratos

Los contratos pague lo demandado tienen una distribución horaria variable, la cual generalmente es similar a la curva de carga del comercializador no cubierta mediante contratos pague lo contratado.

En cuanto a los contratos tipo pague !o contratado, la distribución horaria observada en la mayoría de contratos estudiados es una aproximación a la curva de demanda de cada comercializador. A continuación se muestran la distribución horaria de algunos contratos:


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Figura 6.4CONTRATO 1 CONTRATO 2

11

CE

0.4

I =Ea c 6

I <M

o — m — x ^ ib é? o — r , -

h o r a

CONTRATO 3 CONTRATO 4

Fuente: XM, datos procesados por la CREG

6.4. PRODUCTO

El producto de las subastas del MOR es básicamente un compromiso de compra-venta de energía en un periodo futuro, con unas cantidades y precios determinados. Por lo tanto, resulta similar a los contratos de suministro de energía eléctrica que son transados actualmente en el MEM.

El principal beneficio para consumidores y vendedores de energía es que al transar este tipo de productos, unos y otros se protegen de cambios en el precio de la energía en el mercado de corto plazo (Bolsa). En el caso de los usuarios regulados, esto se traduce en estabilidad en la tarifa del servicio de energía eléctrica. Adicionalmente, si existe competencia en la oferta el MOR produce precios eficientes.

6.5. CANTIDAD DE ENERGÍA COMPROMETIDA EN EL PRODUCTO

En este apartado se describe el análisis realizado con el objetivo de definir las variables del producto relacionadas con la cantidad de energía asociada en cada hora. Estas variables son: la clase de compromiso (pague lo demandado o pague lo contratado), la distribución horaria, las variaciones de acuerdo a la clase de día (laborales, sábados, y domingos y festivos), y el tamaño del lote o unidad de negociación.

a. Clase de compromiso

La clase de compromiso se refiere al hecho de si la cantidad de energia asociada al producto varía o no con relación a la demanda regulada. En otras palabras, si se trata de un producto tipo pague lo demandado o pague lo contratado.


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En teoría un producto tipo pague lo demandado tiene un precio superior a uno similar pague lo contratado. La razón es que en el primero, el vendedor es quien asume el riesgo que supone las variaciones de la demanda, mientras que en el producto pague lo contratado es el comprador quien las asume.

Por lo tanto el dilema en este caso es si la demanda debe comprar productos pague lo demandado a un precio superior, o comprar productos pague lo contratado a un precio inferior, pero corriendo el riesgo de quedar sub-contratado o sobre-contratado.

En este caso la decisión adoptada fue la de transar productos tipo pague lo contratado, dado que se considera que la demanda regulada asume mejor el riesgo de demanda que los generadores. El análisis del cual se deriva esta conclusión se puede encontrar en el anexo 6.1.

b. Distribución Horaria del Producto

Se entiende por distribución horaria como el porcentaje de la energia asociada al producto en cada hora del total diario. En otras palabras, es la relación entre las cantidades asociadas al producto en cada hora del día. En la siguiente gráfica se ¡lustra lo anterior:

Figura 6.5. Distribución horaria deljDroducto del MOR1.2

o.s

0.4

Distribución Horada0.2

0 1 2 J 4 5 6 7 8 9 10111 2 1 Í1 4 15161718102021222 í

hora

6.6. ALTERNATIVAS ANALIZADAS

6.6.1. Distribución horaria igual a la del SIN


Sesión No. 391

Figura 6.6. Producto con la distribución horaria del SIN

En este producto la cantidad de energía asociada en cada día es fija, pero la distribución horaria de esta energía es igual a la de la demanda del sistema. Por lo que en este caso, la distribución horaria "cambia” en cada día de acuerdo a los cambios en la curva de demanda del sistema.

6.6.2. Producto Plano

En este producto la cantidad de energía asociada en cada hora es igual para todas las horas del día. Por lo que la demanda regulada tendría que comprar una cantidad significativa de energía en bolsa en las horas de punta (zona azul en la imagen) y venderla en las horas de menos consumo (zona verde en la imagen).

6.6.3. Producto de tres bloques

Figura 6.7. Producto plano

Figura 6.8. Producto de tres bloques


Esta distribución horaria consta de "tres niveles" (como se muestra en la gráfica), que se fijan como resultado de una optimización que minimiza la sobrecontratación (zona verde) y la exposición (zona azul) de la demanda regulada de! SIN.

6.7. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS

Los principios del MOR para los cuales la selección de la curva de carga no es indiferente son la estabilidad, la eficiencia económica, la simplicidad y la consistencia. A continuación se describirá el análisis realizado de cada uno de ellos.

6.7.1. Estabilidad - Volatilidad en la tarifa ai usuario final

Dado que las alternativas evaluadas tienen una distribución horaria diferente a la de la demanda regulada, esta asume una volatilidad en el precio de compra derivada de las compras o ventas que realice en bolsa en las horas en las que está sub-contratada y sobre- contratada respectivamente.

Con el objetivo de cuantificar la volatilidad asociada a cada distribución horaria por este concepto, se utilizó la variable extra costo (AP); la cual es sencillamente la diferencia entre el precio que pagaría la demanda al comprar toda su energía al precio del contrato y lo que paga realmente en cada alternativa al tener que vender energía en algunas horas (a precio de bolsa) y comprar en otras.

El valor máximo teórico de AP para cada alternativa se obtiene cuando el precio de bolsa en las horas en las que se está sub-contratado es el precio de escasez y el precio de bolsa en las horas en las que se está sobre-contratado es igual al CERE4. En la siguiente tabla se muestran los valores máximos teóricos de AP con un precio de escasez de 340 $/kWh (precio de escasez de enero de 2008 aprox.) y un valor de CERE de 30 $/kWh.

Tabla 6.1

% subcontratación5 AP

PLANO 8.85% 27,45

3 BLOQUES 5.63% 16,32

SISTEMA 2.34% 7,26

Del ejercicio anterior se puede deducir que la volatilidad esperada por este concepto no es excesivamente grande, dado que se está tomando un caso extremo. Sin embargo, es de

4 Valor piso del precio de bolsa, y corresponde a los pagos que realiza la dem anda por concepto de Cargo por Confiabilidad.5 El % de sub-contratacíón es igual al de sobre-contratación, debido a que se tom o un error de predicción de la dem anda regulada de 0.


Sesión No. 391

esperar que en el caso del producto plano, AP pueda tomar valores significativos. En el anexo 6.2 se presentan las fórmulas utilizadas para calcular AP.

Lo anterior se comprueba al realizar el cálculo de AP para los valores históricos del precio de bolsa y la demanda regulada desde 1997, en los que se obtuvo que los máximos para los productos plano, de tres bloques y con la distribución horaria del sistema fueron 14, 6 y 1 $/kwh (precios die 2007) respectivamente.

En el caso del producto plano y de tres bloques, ambos máximos se dieron en octubre de 1997. En la siguiente gráfica se muestran los valores de AP desde enero de 1997 hasta noviembre de 2007,

La razón por la cual los valores de AP son normalmente bajos, aun en las crisis, es debido a las diferencias entre los precios de bolsa entre cada hora no han sido generalmente grandes. En las siguientes imágenes se observan el promedio del precio de bolsa en cada hora para los años del periodo 1997-2007 y los precios promedios horarios de octubre de 1997 (máximo valor histórico de AP).

Figura 6.9. Valores históricos de AP

16

rrr-rrrr-* ce oo <r> Ci * T L n u ' ' o o r - r v- r ' ^c ^ ^ ^ o ^ ^ c ' ^ o i o o o o o o o o o o o o o o o o o o o < T > < n c % ^ © s < n ^ c ^ o © o o o o © o o o o o o o o o o o ©

PRODUCTO P LA N O PRODUCTO 3 NIVELES PRODUCTO CURVA SISTEMA


Sesión No. 397

Figura 6.10.Precio promedio de bolsa horario

is a - - —

360

1S98320

— *1999

-------2001

2003

200460

40

200?

Precio escasez = $3400 --------- — — ------ ----- — p

0 3 2 3 - 4 5 6 ? 8 9 30 11 3 Í 13 34 15 16 17 38 19 20 23 22 23

Figura 6.11P re c io d e b o ls a h o r a r io

o c t- 1 9 9 7

Precio escasez = $340

i í t S t J » ' I* f] 17 11 1.a . IT £8 in ft >1 lí

Del estudio presentado anteriormente se concluye que la volatilidad que se traslada a los usuarios con el producto plano puede ser significativa si se presentan condiciones críticas como las que se presentaron en octubre de 1997. Lo cual es un punto en contra de este producto, ya que la distribución horaria estaría imponiendo un límite a la cobertura que la demanda podría tener en el MOR. Sin embargo, no es excesivamente alto como para descartar el producto por este único concepto.

En cuanto a los productos de 3 bloques y de la curva del sistema, ambos no representan altas volatilidades ni siquiera en tiempos de crisis, por lo que la demanda puede cubrirse con estos

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA U \ DEMANDA REGULADA - MOR 25

Sesión No. 391

sin preocuparse por las diferencias entre estas distribuciones y la curva de carga de la demanda regulada.

6.7.2. Eficiencia económica - Contribución a la concurrencia

El tener el mayor número posible de participantes en las subastas del MOR aumenta la eficiencia económica del esquema, dado que habrá más competencia en la misma. Por lo que utilizar un producto que facilite la participación del mayor número de agentes es un objetivo válido a tener en cuenta.

A este respecto se analizó una de las críticas al producto propuesto por Cramton, la cual consistía en que el producto limitaba la participación de los agentes generadores que poseen únicamente plantas térmicas. Esto debido a que la generación con estas plantas generalmente se realiza con una potencia constante las 24 horas, por lo que al vender productos con una distribución horaria no plana están asumiendo un riesgo. El cual es espejo del tratado en el análisis anterior, cuando la demanda regulada se cubre con un producto plano.

Con el objetivo de cuantificar el riesgo descrito anteriormente, en la siguiente gráfica se muestra la diferencia entre el precio de bolsa de 1 kWh con la distribución horaria del sistema y 1 kWh con una distribución plana. Se observa que la diferencia generalmente es porcentualmente baja.

Figura 6.12. Diferencia en el precio entre 1 kWh con una distribución horaria del sistema y uno __________________________ con una distribución horaria plana____________________

Adicionalmente, es importante considerar que los generadores netamente térmicos podrían cubrir el riesgo de vender un producto no plano realizando transacciones el mercado secundario.

En resumen, el producto plano en teoría promueve una mayor concurrencia en la subasta, dado que facilita la participación de agentes generadores netamente térmicos. Sin embargo, el riesgo de vender un producto no plano para esta clase de participantes puede ser cubierto mediante compras en el mercado secundarios.

Ib14


I

Sesión No. 391

6.7.3. Simplicidad - Facilidad en el cálculo del valor del producto

El valor del producto es el resultante de la siguiente operación:

VP = (PC - x E

Donde:VfPppPBa, c

Valor del producto.Precio por kWh del producto.Precio en bolsa promedio por kWh de la energía vendida en el producto. Cantidad de energía vendida en el producto.E

Es decir, el valor del producto es la diferencia entre el precio unitario del producto por la energía asociada, menos lo que cuesta comprar esa energía en la bolsa. Si el valor es positivo, significa que el vendedor obtuvo una ganancia en la transacción, y viceversa.

Nótese que el cálculo del valor del contrato es mucho más sencillo para el producto plano y con la distribución horaria del sistema, que en el caso del producto de tres bloques. La razón es que el valor diario de PBevc en el caso del producto plano es sencillamente el promediosimple de los precios de bolsa, y en el producto con la distribución del sistema es el promedio ponderado por energía. Mientras que para el producto de tres bloques, el cálculo de este valor no es directo.

Esta simplicidad en el cálculo del valor del contrato tiene relevancia en el sentido de que facilita las valoraciones que los participantes realizan del producto en el mercado.

6.7.4. Consistencia - Ejercicio de poder de mercado de los generadores en la bolsa en las horas en las que la demanda esta subcontratada

Las alternativas de bloques y plana, antes evaluadas, la demanda regulada tendrá que comprar en algunas horas una porción de su demanda en la bolsa En estas alternativas el objetivo del contrato que es de dar cubrimiento queda limitado.

En el caso de los productos de tres bloques y con la distribución horaria del sistema, la porción de la energía que se subcontrata es mínima. Por lo que en estos casos este aspecto no tiene incidencia. Pero en el caso del producto plano la situación es diferente, ya que la demanda regulada estaría subcontratada como mínimo en un 30% en las horas pico.

Esta situación es una clara desventaja para el uso del producto plano, ya que se estaría corriendo el riesgo de que el MOR afectara negativamente la competencia en el mercado de corto plazo.

6.8. EVALUACIÓN DE CRITERIOS - RESUMEN

Las consideraciones resultantes del análisis anterior son:


Sesión No. 391

• El producto plano limita el nivel de cobertura que la demanda puede realizar en el MOR, mientras que los otros dos productos se puede alcanzar una cobertura de precios prácticamente total.

• El producto que más contribuye a la concurrencia en la subasta es el producto plano, debido a que promueve la participación de los agentes netamente térmicos. Sin embargo, mediante transacciones de productos en el mercado secundario, esta clase de vendedores podrían manejar los riesgos derivados de las diferencias entre la distribución horaria de su generación y la del producto vendido.

• Tanto el producto plano como el producto con la distribución horaria de la demanda del sistema, facilitan el cálculo del valor del producto. Lo cual es deseable si se pretende lograr un mercado secundario líquido.

• El riesgo asociado a alta exposición en bolsa en las horas de máxima demanda que conlleva el producto plano, hace que no sea recomendable su uso.

Por lo anterior, se encuentra la curva del sistema como la más apropiada. La exposición derivada de las diferencias con la curva de carga de la demanda regulada es menor y no supone riesgo importante para la competencia en la bolsa

6.9. TAMAÑO DE LA UNIDAD DE NEGOCIACIÓN

El tamaño de la unidad de negociación debe ser un valor relativamente pequeño para que no afecte la cantidad que tanto compradores como vendedores quieran transar, pero a su vez no debe ser una cantidad tan pequeña que haga que las ofertas se realicen en valores muy grandes (millones de productos, por ejemplo). Por lo anterior se recomienda que el tamaño de la unidad de negociación sea de 1 MWh por día, el cual es un valor que facilita los cálculos, y además permite que un agente con una planta pequeña (p.e. 10MW) pueda vender varios productos.

6.10. PERIODO DE COMPROMISO Y PLANEACIÓN.

6.10.1. Definiciones

Período de compromiso

El periodo de compromiso es el periodo de tiempo en el cual el vendedor del producto está comprometido a entregar la energía.

Período de planeación

En este caso se denomina periodo de planeación al tiempo que transcurre entre la celebración de la subasta del MOR y el tiempo en el que comienza el periodo de compromiso del producto.

6 Si es muy grande un vendedor pequeño podría no estar en capacidad de vender ni un solo producto, o la demanda se vería obligada a comprar una cantidad significativamente mayor o menor a lo deseado.


Sesión No. 391

Periodo de planeación y vigencia

Periodo de planeación

Periodo de compromiso

Fecha de la Fecha deSubasta Inicio de la

v ig e n c ia

6.11. ALTERNATIVAS ANALIZADAS

En la propuesta del doctor Peter Cramton se propone realizar cuatro subastas al año, en las cuales se transan productos con un periodo de compromiso de dos años que inician el 1 ° de enero, y se subastan con un periodo de planeación de 5, 8, 11 y 14 meses, como se ilustra en el siguiente gráfico.

Alternativa No. 1 - Producto de 2 años y periodo de planeación variable

Auction Energy commitment Pianningdate Yr 2010 2011 2012 MonthsYear Qtr 1 | 2 3 I 4 1 2 I 3 I 4 1 2 3 | 4 ahead2008 4 1/8 14

1 1/8 117 1/8 8 prices 820093 1/8 at any one time. 54 1/8 141 1/8 11

2010 2 1/8 a3 1/8 5

Aparte de la recomendación descrita anteriormente, el consultor presentó una gran variedad de esquemas alternativos; todos los cuales también partían del hecho que se realizarían subastas cada 3 meses, pero se diferenciaban en los periodos de vigencia y/o planeación de los productos subastados. A continuación se presentan algunos de estos.


Sesión No. 391

Alternativa No. 2 - Producto de 1 año y periodo de planeación constante

Auction Energy commitment Planningdate Yr 2010 2011 I 2012 2013 MoníhsYear Oír •i | 2 I 3 i 4 l | 2 | 3 | 4 | l | 2 [ 3 ( 4 1 f 2 [ 3 1 d ahead

2008

123 1/4 64 1W Four producís ai any one tíme 61 - 6

2009 2 % (as. 1/4 61/4 8

4 1/4 61 1/4 6ó 1/4 8

2010 3 1/4 64 1/4 61 1/4 6

20112 1/4 6

Alternativa #3 - Producto de 3 años y periodo de planeación constante

Auction Energy com m itm ent Planningdate Yr 2 0 10 2 0M 2012 2013 2014 2015 M onthsYear Ú lr U 2 f 3 [ 4 f 1 1 > T 3 i 4 1 t 2 1 3 1 4 I I 2 1 3 M 1 1 2 1 3 1 4 ¡ 1 2 1 3 1 4 ahe-ad

2008

1234

1;12J/12

Twelve products a t any one time66

2003

123•1

1/121 12 2 t

1/12 5 S1 ^ 2 =

8666

20 IB

1234

132: 1/12

■ ; M 21/12

6666

2 0 M1.

1/121/12

66

6.12. CRITERIOS DE DECISIÓN

En la selección de los periodos de vigencia y de planeación, se tuvieron en cuenta los criterios de estabilidad y eficiencia económica del MOR. A continuación se describe el análisis desarrollado.

6.12.1. Estabilidad - Incertidumbre sobre los precios de la energía en bolsa en el periodo de compromiso del contrato

En el caso del producto del MOR, se observa que entre menor sea el tiempo transcurrido entre el momento en el que el precio se fija (celebración de la subasta) y los periodos en los que se produce la entrega (cada mes del periodo de compromiso), los vendedores tendrán más información de las variables que afectan el precio del bien transado, y por ende su incertidumbre al respecto será menor.

Es importante aclarar que la incertidumbre juega un papel importante en el objetivo principal del producto del MOR; el cual es que tanto los generadores como los usuarios se protejan de cambios en los precios de la energía en la bolsa. La razón es que si el periodo de planeación del producto es muy corto (poca incertidumbre), los vendedores sabrán si se aproxima una condición hidrológica crítica (ya sea de abundancia o escases), y reflejaran este conocimiento


Sesión No. 391

en sus ofertas. Con lo cual, tanto la demanda como la oferta no estarán logrando su objetivo de protegerse de variaciones de precio.

Por otro lado, si el tiempo que separa la subasta del periodo de compromiso es muy largo, la gran incertidumbre que los vendedores tengan acerca de todos los posibles cambios de las variables que afectan los precios en bolsa (precios de los combustibles, hidrología, crecimiento de la demanda, etc), y de la misma estructura del mercado (cambios en la regulación, fusión de participantes, etc), posiblemente se reflejen en aumentos en los precios de oferta o en reducciones de las cantidades ofertadas.

6.12.2. Estabilidad - Diversificación del riesgo de precio

Debido a que los precios de oferta de los vendedores dependen de sus expectativas sobre los precios futuros de la energía, existe la posibilidad de que por causa de un evento transitorio en la fecha en la que se realice una subasta, los vendedores tengan una percepción de que los precios van a ser muy altos, y esto se traduzca en un precio de cierre alto o en que la demanda solo compre una pequeña porción de la energía esperada.

La situación presentada anteriormente se vuelve crítica si la compra de la energía de un periodo determinado se realiza en una sola subasta. Dado que, o se le traslada a la demanda regulada vía tarifa un precio alto, o se le deja expuesta en un gran porcentaje.

En cambio, en un esquema en donde se realiza la compra de la energía de un mismo periodo en varias subastas, el riesgo se atenúa. Debido a que el precio trasladado al usuario por la compra de toda la energía no depende de una sola subasta.

6.12.3. Homogenización de los precios de varios “sub-periodos”

Partiendo del hecho que el producto del MOR tienen un solo precio para todo el periodo de compromiso7, si en este periodo están comprendidos “sub-periodos” de los cuales los vendedores tienen valoraciones de los precios significativamente diferentes (como puede ser las estaciones de invierno y verano o de una año a otro), esto lleva a que el precio único de oferta se basará en el “precio ponderado” de cada una de las valoraciones de los diferentes “sub-periodos".

Este “precio ponderado” puede ser deseable o indeseable, dependiendo de si se busca minimizar las variaciones en la tarifa del usuario final o dar alguna señal de precio al usuario para que este ajuste su consumo conforme a los precios que se estén dando en el mercado mayorista.

Adicionalmente, entre mayor sea el periodo de compromiso mayor será el número de estos “sub-periodos” que deben ser integrados en el precio de oferta.

7 El precio se indexa mes a mes con el índice iPP.

£D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR

Sesión No. 391

6.12.4. Eficiencia Económica - Costos de transacción y complejidad operativa

La realización de cada subasta tiene un costo asociado y un periodo de preparación por parte de los organizadores y los participantes. Por lo que si el número de subastas al año crece, así mismo el costo y el despliegue operativo aumentan.

6.13. SELECCIÓN DE ESQUEMA

De todas las alternativas presentadas anteriormente y con base en el análisis realizado a los criterios, se hicieron las siguientes consideraciones:

• Los esquemas con periodos de planeación variables no son recomendables, debido a que se requieren periodos de planeación más largos si se comparan con los esquemas con periodos de planeación constante.

• Hacer cuatro subastas al año es una buena alternativa, debido a que se diversifica el riesgo al comprar la energía de un mismo periodo en varias subastas y a la vez deja un periodo de tiempo prudente de 3 meses entre subastas.

• Es recomendable que los productos del MOR abarquen al menos un periodo de invierno y un periodo de verano, para no trasladar cambios significativos de un mes especifico a la demanda.

• Se recomienda iniciar el MOR con productos con 1 año de periodo de compromiso, en lugar de los productos de 2 años como lo sugirió el consultor. Sin embargo, a medida que evolucione el mercado se podría incrementar su duración.

• Un periodo de planeación de alrededor de 1 año se considera suficiente para que exista un alto nivel de incertidumbre ante las condicionas hidrológicas que se presentaran en el periodo de compromiso del producto.

Por lo anterior, la opción seleccionada es la número 2, en la cual se subastan cada tres meses productos con un periodo de planeación constante de 1 año, y un periodo de vigencia de 1 año.

6.14. RESUMEN DEL PRODUCTO RECOMENDADO

El producto recomendado tiene una distribución horaria variable que se ajusta a la curva de carga del SIN, con una cantidad de energía igual a 1 MWh - día en los días laborales, 0.95 MWh - día en los días sábados, y 0.86 MWh - día en los días domingos y festivos. Su duración es de 1 año, se subasta 4 veces al año y con un periodo de planeación constante de seis meses.

£yD-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR 32

Sesión No. 391

Producto recomendado para el MOR

Auction Energy commitment Planningdate Yr 2010 2011 2012 2013 MonthsYear Qtr 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 ahead

2008

1234

1/4114 ' Four products at any one time.

1212

1 1/4 12

2009 23

1/41/4

1212

4 1/4 121 1/4 12

201023

1/41/4

1212

4 1/4 12

201112

1/41/4

1212


Sesión No. 391

7. DEMANDA OBJETIVO

7.1. OBJETIVO

• Plantear alternativas para establecer la proyección de la demanda que se considerará en el MOR.

• Plantear alternativas para la desagregación temporal de la demanda durante el periodo de compromiso.

7.2. ANTECEDENTES

Para la compra de energía con destino al mercado regulado es el comerclalizador, como representante de dicha demanda, quien decide activamente cuándo y cuánta energía comprar mediante los mecanismos de mercado existentes, Bolsa y Contratos de Largo Plazo.

Esta responsabilidad asociada con el mecanismo de traslado de los costos de compras de energía al usuario regulado (especialmente la derivada de la Resolución CREG 031 de 1997) conllevan a que el comercializador gestione los riesgos asociados con la compra de energía y no el usuario, quien no tiene los elementos necesarios para controlarlos. Mediante esta gestión, cada agente ajusta su política de compra con el fin de evitar unos resultados económicos no deseados.

Por otra parte, como se mostró en el documento CREG 065 de 2006 existe preferencia de compra-venta de energía mediante contratos entre agentes integrados vertical mente, y para los agentes no integrados, un mercado residual con baja concurrencia de oferentes en algunas convocatorias.

Las implicaciones para la demanda regulada de lo anteriormente expuesto son principalmente: i) diferentes porcentajes de cobertura mediante contratos; y el ¡i) riesgo de exposición en periodos críticos.

7.3. SITUACIÓN ACTUAL

Partiendo de los principios de eficiencia, que implica la obtención de precios eficientes, y el de neutralidad, tratamiento igual para todo el segmento de usuarios regulados, la propuesta del profesor Cramton, desde el punto de vista de la demanda, es considerar en la subasta toda la carga regulada del SIN, de tal forma que en un año se hubiera cubierto mediante contratos, la demanda de dos años adelante.

En condiciones normales, la demanda objetivo en cada subasta es 12,5% de la curva de carga de los usuarios regulados, no obstante, si existe oferta insuficiente, se puede subastar menos energía. En todo caso la cantidad que finalmente queda comprometida en cada subasta resulta de la intersección de la curva de demanda determinada por la CREG y de la curva de oferta agregada de los generadores que se construye en el proceso de subasta.


La curva administrada de demanda se determina con la especificación de los siguientes elementos:

• La cantidad máxima a comprar (demanda objetivo)

• Los precios de reserva: reflejan la disposición a pagar

La figura 1 muestra gráficamente la Curva de demanda propuesta por el profesor Cramton.

Figura 7.1 Función de Demanda para la Subasta

Pp2

Ppl

a*o.ov. G.Dtmaaéa D&jetjyg

En cuanto a las cantidades, la determinación de la demanda objetivo dentro de la propuesta del Profesor Cramton no es un asunto de gran relevancia, puesto que el riesgo de cualquier desviación frente a la proyección es asumida por el vendedor. Es de recordar que con el producto propuesto, contrato pague lo demandado, el riesgo percibido por los vendedores sería incluido dentro de los precios de oferta, quienes ofertarían porcentajes de una cantidad equivalente a un cuarto (1/4) de la curva de carga regulada del sistema para un periodo de dos años.

Lo anterior implica que los comercializadores minoristas se convierten en participantes pasivos en la subasta, pues no deciden cuándo o cuánto comprar. Dicha decisión es establecida por la regulación, en el primer caso estableciendo la frecuencia de las subastas y la segunda definiendo una curva de demanda.

La justificación de esta función de demanda se basa en los siguientes argumentos:

• Incrementa la probabilidad de que la demanda objetivo sea cubierta en cada subasta.

* Protege a la demanda contra insuficiente competencia u ofertas inadecuadas al reducir la cantidad dispuesta a comprar cuando se presenten precios altos, (entre P1 y P2).

Es de indicar que mientras que la porción vertical de la curva de demanda es fija en todas las subastas, la porción inclinada (o con elasticidad) puede ser ajustada subasta tras subastas con


base en condiciones de mercado. Solo en el evento que no haya oferta suficiente o no se presenten vendedores a los precios fijados por la curva de demanda, la forma de la curva debería ser revisada.

7.4. ALTERNATIVAS PARA LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

Dado que son los usuarios los que directamente se van a ver beneficiados por las compras de energía a través de las subastas, el método ideal para establecer la demanda futura sería obtener la información de clientes actuales o potenciales de tal forma que pudiesen manifestar cuánto comprarían del servicio eléctrico a un determinado precio, durante cierto periodo de tiempo futuro. No obstante, además de ser un procedimiento complejo, muchos de ellos no tienen la información completa para revelar dicha información.

Como métodos alternativos se proponen los siguientes: i) Proyección Administrada, esto es que la energía a considerar en la subasta sea el resultado de los análisis que realice una entidad diferente a los comercializadores; y ii) Proyección Descentralizada, lo que implica que la demanda futura sea determinada por los agentes que atienden a los usuarios regulados. A continuación se encontrará una descripción de las mismas y su análisis en función de la asignación de riesgos que deriva su puesta en marcha.

7.4.1. Proyección Administrada

Mediante esta alternativa, las cantidades a comprar en el MOR (demanda objetivo), será definida por la CREG con la siguiente metodología:

• La UPME con un mes de anticipación a cada subasta enviará a la Comisión la proyección para la Demanda Total Doméstica en el escenario de demanda medio y el crecimiento esperado para el año siguiente al Periodo de Planeación. La CREG con base en esta información establecerá la proyección

• Este crecimiento se aplicará sobre la Demanda Comercial Regulada Agregada de todos los comercializadores, la cual será establecida por XM a partir de las medidas en las fronteras comerciales de cada uno de los agentes, incluyendo las pérdidas técnicas y no técnicas en los sistemas de transmisión y distribución, en el año anterior al Período de Planeación.

A partir de esta proyección y utilizando cualquiera de las alternativas que se presentan en el punto 7.7 la demanda se ajustará al producto propuesto en capítulo anterior.

7.4.2. Proyección Descentralizada

Se plantea que sean los comercializadores quienes determinen y suministren para efectos de la subasta, la proyección de demanda para el año siguiente, por cuanto éstos, además de conocer los hábitos de consumo de los usuarios que atienden, actualmente realizan las proyecciones de demanda para efectos de las compras de energía mediante contratos.

• Los comercializadores con 30 días de anticipación a cada subasta enviarán a la Comisión el pronóstico de la demanda regulada para el año siguiente al Periodo de Planeación, equivalente a % de su demanda. Igualmente este valor será discriminado para cada mes de la proyección.


Sesión No. 391

• Se definirá una holgura mediante la cual se calculan desviaciones positivas o negativas de lo proyectado frente a lo real.

• La demanda a subastar es la sumatoria de las proyecciones enviadas por los comercializadores.

• A partir de esta proyección y utilizando cualquiera de las alternativas que se presentan en el punto 7.7, la demanda se ajustará al producto propuesto en capítulo anterior.

• Durante el periodo de compromiso, XM compara para cada comercializador los valores deenergía suministrados para la subasta y los reales, efectuando liquidaciones individualesde energía, en función de las compras tanto en el MOR como en Bolsa.

Con el fin de que el pronóstico de los comercializadores sea lo más acertado posible es necesario diseñar incentivos de un parte, para retribuir la eficiencia de los comercializadores en esta tarea, pues un adecuado pronóstico contribuye a la generación de precios eficientes y de otra, para compensar a la demanda regulada por los riesgos derivados de las desviaciones en la proyección.

En cuanto a los incentivos se propone:

• Frente aciertos en la proyección:

Los comercializadores tendrán un mayor margen de comercialización en función de la holgura permitida.

• Cuando se desacierta en la proyección considerando la holgura permitida y el efecto esuna pérdida para los usuarios, los comercializadores compensarán a través de una reducción en el margen de comercialización.

La compensación dependerá del tipo de desviación. La desviación será positiva si la demanda real es mayor que la cantidad proyectada y negativa en el caso contrario.

Desviación positiva

Cuando se presenta una desviación positiva, el diferencial entre la demanda real y la cantidad proyectada es comprado en el mercado diario (Bolsa). En estas cantidades, los usuarios del comercializador se ven enfrentados a un riesgo de precios, que se traduce en pérdidas en el excedente del consumidor cuando el precio en la bolsa es superior al del contrato MOR. (Ver gráfica 3 del Anexo 7.1). Es decir la pérdida para los usuarios es equivalente a:

(QRmes - QPmes) * (Pbmes)

Po : Precio de cierre de la subasta Pb : Precio de Bolsa mesQP : Demanda Proyectada del Comercializador para el mes m QR : Demanda Real del Comercializador para el mes

En estos eventos, se propone que el comercializador que falló en el pronóstico tenga un menor margen de comercialización.


Desviación negativa

Cuando la demanda real es menor que la proyectada, se dan varios efectos: i) el precio de la subasta en este caso es mayor que si se hubiese acertado en la proyección, pues a mayor demanda mayor es el precio ofertado; y ii) existe un riesgo de precios debido a que la mayor compra de energía debe ser liquidada a precio de Bolsa y si este es menor que el precio de cierre del contrato MOR, los usuarios presentan pérdidas en su excedente,derivados de unos mayores costos por concepto de compra de energía que no soncompensados con las ventas en Bolsa. (Ver gráfica 4 del Anexo 7.1).

En este caso, todos los usuarios regulados del SIN se ven afectados no solo los usuarios atendidos por el comercializador que sobreestima la demanda.

En este caso el comercializador o los comercializadores que generen este perjuicio deberían compensar a todos los usuarios por el valor de esta pérdida, no obstante, podría conducir a que el agente pueda ver comprometida su suficiencia financiera.

Por tal razón y en concordancia con la medida propuesta para el caso de la desviación positiva, se propone disminuir el margen de comercialización del o los agentes que sobreestimen la demanda. En todo caso, es de recordar que la afectación para los usuarios es equivalente a:

G-C = |QP x (Pb-Po) - (QR x Pb)|

Po : Precio de cierre de la subasta Pb : Precio de Bolsa mesQP : Demanda Proyectada Regulada del Comercializador para el mes m QR : Demanda Real del Comercializador para el mes m

7.5. ANÁLISIS DE RIESGO

Para evaluar las alternativas es importante dimensionar los riesgos a los que se ve enfrentada la demanda por desviaciones en la proyección ya sea por cambios naturales en el consumo, por cambios de usuarios o por fallas en el pronóstico.

Como se vio en el numeral anterior, los riesgos que enfrentan los usuarios no dependen solamente del tipo de desvío sino también, del comportamiento de los precios de bolsa durante el periodo de compromiso en relación con el precio de los contratos.

En el Anexo 7.1 se presenta de forma cualitativa el análisis de beneficio-costo por desviaciones positivas o negativas en la proyección de la demanda, mediante el cual se concluye que:

1. Existe una tendencia para proyectar menos energía en la subasta, dados los beneficiosnetos positivos de subestimar la demanda o de comprar menos. No obstante, es derecordar que existe la probabilidad que una vez se esté ejecutando los compromisos adquiridos en el MOR, la demanda se vea expuesta a altos precios de bolsa generando que los beneficios netos para los usuarios sean negativos.


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2. Los efectos sobre la demanda por las desviaciones en la proyección, en una subasta donde se considera de forma centralizada toda la demanda regulada, dependen de la alternativa que se escoja, así:

a. Si la proyección se realiza centralmente, todos los usuarios regulados del SIN se ven afectados positiva o negativamente.

b. Si la proyección se realiza de forma descentralizada, los efectos dependen del tipo de desviación así:

• Desviación positiva: todos los usuarios del SIN ven un menor precio en la subasta. Sin embargo, solo los usuarios del comercializador que erró en el pronóstico se ven expuestos al riesgo de precio, esto es que el precio de Bolsa sea mayor que el precio del contrato.

• Desviación negativa: todos los usuarios del SIN ven un mayor precio en la subasta.

3. En la alternativa descentralizada es necesario el diseño de incentivos dado que los comercializadores no asumen el riesgo de demanda en el traslado de los costos de compras, pues estos se transfieren plenamente al usuario.

4. Existe el estímulo para que el comercializador integrado verticalmente con generación sobreestime la demanda para maximizar sus beneficios. A mayor cantidad a contratar mayor podrá ser el precio de oferta.

5. En el evento que se presenten cambios de usuarios regulados de un comercializador a otro, dichas desviaciones que pueden darse para un comercializador específico, no tendrán efecto sobre la demanda regulada agregada, si el consumo del o los usuarios que optaron por el cambio de comercializador fue considerado en la proyección de demanda.

Por el contrario, el cambio de usuarios no regulados, bien sea porque usuarios regulados decidan pasarse al mercado competitivo o porque estando en este mercado dichos usuarios opten por regresar al mercado regulado, genera desviaciones entre la demanda proyectada y la real, que afecta no solo a los usuarios del comercializador que “pierde” o “gana” una gran demanda, sino a todos los usuarios del resto de comercializadores.

7.6. ANÁLISIS DE LAS ALTERNATIVAS

Para evaluar las alternativas es necesario verificar el cumplimiento de los principios trazados para el diseño del MOR. A continuación se presentará el análisis realizado en función de lo presentado en los numerales 7.4 y 7.5 de este documento.

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR£

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Tabla 7.1 Análisis comparativo de las alternativas

Principios Centralizado Descentralizado

Eficiencia

1. Proyección con mínimo riesgo.

2. No considera características particulares de usuarios.

1. Buen pronóstico dependiendo de incentivos.

2. Puede incluir características particulares de los usuarios.

TransparenciaMetodología de proyección única e informada a los agentes.

3. La metodología no es única depende de cada agente.

2. Proyección agregada transparente

Neutralidad Menos susceptible a intereses particulares.

Presencia de integración vertical: Incrementa beneficios al sobreestimar la demanda.

------ --- --------------

Suficiencia F. Las finanzas de los agentes no se ven afectadas.

Si acierta es premiado, si falla ve disminuido el margen de Comercialización.

r .. .........

Simplicidad No requiere del diseño de incentivos.

1. Cada comercializador realiza su proyección.

2. Requiere del diseño de incentivos.

Exigibilidad

..............

El costo de las desviaciones es asumido por la demanda y no por la entidad que proyecta.

El costo de las desviaciones es asumido por el comercializador que falla en la proyección

7.7. ALTERNATIVAS PARA LA ENTREGA DEL PRODUCTO - DETERMINACIÓN DE LA OBLIGACIÓN.

Para proyectar la demanda es importante considerar como el producto será entregado a los comercializadores. A continuación se presentarán las alternativas propuestas para tal fin.

7.7.1. Distribución Uniforme

Se toma la proyección de la demanda regulada total y se divide por el número de días año obteniéndose los bloques de energía total por día a ser entregados y los cuales se distribuirían en proporción a la demanda comercial regulada de los comercializadores en el mes anterior.


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7.7.2. Distribución por Tipo de Día

Dado que se presentan variaciones significativas en la demanda dependiendo del tipo de día, es necesario aplicar un factor de ajuste fijo durante un año para todos los agentes que recoja este comportamiento. Para ello, agrupando los días en tres clases: i) laborales, ii) sábados; y ni) domingos y festivos, se calculan los promedios ponderados por número de días de las diferencias que se obtienen del promedio de la demanda por clase de día y la que se obtiene de un diario sin discriminar por tipo de día.

7.7.3. Distribución Variable

En esta alternativa a la proyección de la demanda se aplica un factor de ajuste por tipo de día que varía mensualmente en función del consumo agregado del mes anterior.

7.8. ANÁLISIS DE LAS ALTERNATIVAS

Para evaluar las alternativas, se validará frente a los siguientes principios: Eficiencia, Neutralidad y Simplicidad.

Tabla 7.2. Análisis comparativo de las alternativas

Principios Distribución Uniforme Distribución por tipo de día

Distribución variable

Eficiencia

No considera las características de la demanda por los diferentes tipos de día.

1. Considera las características de la demanda por tipo de día.

2. Otorga mayor estabilidad para la demanda.

1. Considera las características particulares de la demanda por tipo de día.

2. Implica cierto grado de incertidumbre para la demanda.

Neutralidad

No refleja las características particulares de la demanda de cada agente.

Refleja las características particulares de la demanda de cada agente.

Refleja las características particulares de la demanda de cada agente de forma más actualizada.

r " '

Simplicidad Facilidad en su estimación

.......Requiere diseñar un factor de ajuste único

El factor de ajuste es variable, puede ser más complejo su estimación.


¥

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8. SUBASTA

8.1. OBJETIVO DEL DISEÑO DE LA SUBASTA

Contar con un mecanismo eficiente para la formación de precios que promueva la participación en igualdad de condiciones entre los participantes, asegure la competencia entre ellos y evite las prácticas anticompetitivas.

8.2. PROPUESTA DE LA SUBASTA

El estudio realizado por el Profesor Cramton, recomienda utilizar para la compra de energía con destino al mercado regulado, una subasta de reloj de precio descendente. Esto por cuanto es un mecanismo eficiente de descubrimiento de precios en donde a medida que se va desarrollando, los agentes vendedores tienen mayor información y pueden ir ajustando sus pujas. Teniendo en cuenta el sustento teórico de la herramienta se acoge esta recomendación con algunos cambios que serán desarrollados en los puntos siguientes.

A continuación se definen los aspectos referentes a la subasta a ser desarrollada para la compra de energía con destino al mercado regulado.

8.2.1. Tipo de Subasta

La subasta será de reloj de precio descendente, en donde vendedores ofertan precios por una cantidad de energía en distintas rondas en la medida que el precio disminuye sucesivamente.

8.2.2. Participación

Inicialmente la propuesta de Cramton contemplaba la participación en la subasta de los comercializadores que representan tanto la demanda regulada como no regulada. Teniendo en cuenta la diferencia entre las curvas de demanda de los dos tipos de mercado, así como la complejidad en el proceso de las ofertas se decide empezar únicamente con la participación de la demanda regulada.

Por lo tanto, en las subastas que se desarrollen para la compra de energía con destino al mercado regulado, los Agentes del Sistema Interconectado Nacional participaran como compradores y vendedores bajo los siguientes criterios:

a) Compradores: Serán compradores todos los Comercializadores Minoristas que atiendan demanda regulada en el SIN. La participación de estos Agentes será obligatoria y de forma pasiva.

b) Vendedores: Los Agentes vendedores serán los propietarios de plantas y/o unidades de generación o sus representantes comerciales y los comercializadores independientes. Para este caso la participación de estos Agentes es voluntaria.


Es de anotar que la obligatoriedad para los comercializadores busca que la demanda regulada participe en igualdad de condiciones y obtenga precios eficientes que finalmente serán los que se trasladan al usuario final. Asimismo la voluntariedad, permitirá que los vendedores administren libremente su portafolio de recursos y escojan entre el mercado de contratos bilateral, la bolsa o el MOR para vender su energía. No obstante, es de anotar que serán las subastas del MOR donde se transará la mayor cantidad de energía existente en el sistema, lo que incentivará la participación de estos Agentes y redundará en una mayor competencia.

8.2.3. Frecuencia de las Subastas

Se realizarán cuatro subastas al año, una cada tres meses, el primer día hábil de los meses de noviembre, febrero, mayo y agosto de cada año.

8.2.4. Cantidad a subastar

En cada una de las cuatro subastas que se celebren durante el año se deberá subastar una cantidad equivalente a un cuarto (1/4) de la Demanda Objetivo proyectada para un año.

8.2.5. Obligaciones derivadas de la subasta

Como resultado de la subasta, se generará una obligación de suministro de energía a cargo de los vendedores, quienes estarán comprometidos a vender la energía que les fue asignada en la subasta al precio de cierre de ésta.

Los comercializadores que atiendan mercado regulado tendrán la obligación de comprar la energía correspondiente a la demanda regulada asignada en la subasta y pagarla al precio de cierre.

En todo caso es importante indicar que estas obligaciones serán de carácter financiero.

8.2.6. Periodo de Planeación

El tiempo que transcurre entre la finalización de la subasta y el inicio de la ejecución del contrato se denominará para la subasta periodo de planeación. En este periodo se da la oportunidad al vendedor de hacer sus ajustes en relación con sus recursos y posiciones de los contratos para cumplir con su obligación.

El periodo de planeación en concordancia con el producto definido será de un año.

8.2.7. Periodo de compromiso

El periodo de compromiso se refiere al tiempo de duración del contrato y en cual se deben cumplir las obligaciones derivadas de la subasta. De acuerdo con el producto, este periodo corresponderá a un (1) año, al finalizar el período de planeación.


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8.2.8. Organización

Son elementos fundamentales para la organización de la subasta la institucionalidad y la infraestructura tecnológica y de información. La primera se refiere a los organismos que establecen las reglas, las administran y las auditan. La segunda corresponde a todo el sistema computacional y de información que es requerido para ejecutar y registrar las operaciones resultantes de la subasta.

8.2.8.1. Institucionalidad

La estructura institucional es la siguiente:

- El Regulador: será el que establezca las reglas generales del funcionamiento de la subasta y las obligaciones que de ella deriven, así como la curva de demanda administrada.

- El Administrador de la Subasta: será el encargado de implementar la subasta así como de su puesta en funcionamiento, para lo cual contratará los sistemas tecnológicos que sean requeridos, así como al Subastador y al Auditor de la Subasta. Se propone que las funciones de administración de las Subastas sean realizadas por el ASIC.

- El Subastador: Será quien ejecute la subasta y realice entre otras tareas la determinación de los precios de Apertura y Cierre para cada una de las rondas de la Subasta.

- El Auditor de la Subasta: Será el encargado de verificar la correcta aplicación de la regulación vigente para el desarrollo de la Subasta.

8.2.8.2. Infraestructura tecnológica vsistemas de información

Corresponde a todos los equipos de cómputo y de telecomunicaciones, el software, lossistemas de información y de soporte que son requeridos para el desarrollo de la Subasta.Estos deben permitir acceso a cada a uno de los Agentes de forma remota y en tiempo real.

8.2.9. Procedimiento de la subasta

De forma general los pasos a seguir antes, durante y una vez finalizada la subasta, se pueden apreciar en la Figura 1 y su descripción detallada se encuentra en los numerales siguientes:

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MORf

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Figura 8.1. Etapas para la realización de la Subasta

8.2.9.1. Definición de la función de demanda para la subasta

La función de demanda para la subasta será definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas con antelación al inicio del proceso de subasta y se determinará con la especificación de los siguientes elementos:

- La cantidad máxima a comprar (demanda objetivo)

- Los precios de reserva: reflejan la disposición a pagar

La figura 8.2 muestra gráficamente la fundón de demanda propuesta por el profesor Cramton.

Figura 8.2. Función de Demanda para la Subasta

a* aDemanda Objetiva


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8.2.9.2. Pre-calificación y Calificación

Los agentes vendedores para participar deberán cumplir inicialmente con una etapa de Precalificación y Calificación, con el propósito de que den a conocer el interés por ofertar en la subasta y reportar la documentación relacionada con la suscripción de garantías.

Para esta etapa se propone solicitar documentación relacionada con compromisos de confidencialidad y no colusión, suscripción de garantías, su oferta indicativa en términos de cantidades y de precios máximos y mínimos a los cuales estarían dispuestos a participar en la subasta.

8.2.9.3. Operación de /a Subasta

Como se indicó anteriormente las subastas de reloj se realizan a través de intrarrondas mediante las cuales se puede observar la disposición a vender por parte de los participantes, a través de una curva de oferta para todos los precios entre el precio de inicio y el de final de la ronda, lo cual contribuye a conocer las preferencias sin que se requieran muchas rondas. Lo anterior, mejora la eficiencia de la subasta y conduce a que el subastador maneje adecuadamente la velocidad de la subasta. Asimismo, ofrece la ventaja que reduce la posibilidad de empates haciendo que sea uno solo vendedor quien racionalmente despeje el precio.

En la siguiente figura se ilustra la oferta agregada y del proceso de las intrarrondas que conforman la subasta.

Figura 8.3. Subasta de reloj descendente

Precio

Curva de oferta agregadaPrecio Aperturapo-

exceso de oferta♦Ronda 1

* Ronda 2P2

.* Ronda 3P3

P4

P5Ronda 4

Pr« ció de cierre

Demanda Cantidad

A continuación se muestran los pasos a seguir en la subasta del MOR:

D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MORf

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8.2.9.3.1. Primera Ronda

a) El Subastador anuncia el Precio de Apertura de la Subasta y el precio de Cierre de la Ronda.

b) En este intervalo de precios todos los agentes vendedores calificados enviarán al Subastador su Curva de Oferta de Energía formada hasta por cinco pares de precio y cantidades dispuestas a ofertar, para el rango correspondiente entre el Precio de Apertura y el de Cierre de la Ronda.

c) Una vez finalizado el Periodo de Duración de la Ronda, el Subastador mediante un proceso de optimización determina la oferta agregada del sistema y procede a determinar el exceso de oferta y la actualización del precio y lo informa a los participantes.

Precio de Apertura

El Subastador con anterioridad a la subasta informará a los agentes vendedores, el Precio deApertura. El procedimiento para su definición será establecido posteriormente.

8.2.9.3.2. Rondas Subsiguientes

El Subastador, hasta tanto el Exceso de Oferta no sea negativo, abrirá las rondas que sean necesarias y aplicará el siguiente procedimiento:

d) El Subastador abrirá una nueva ronda e informará al mercado el Precio de Inicio de la Ronda y el nuevo Precio de Cierre de la Ronda. Este nuevo Precio de Cierre de la Ronda será menor que el de la Ronda anterior.

e) A estos nuevos precios de Inicio y Cierre de la Ronda, los Agentes Vendedores deberán enviar nuevamente una curva de oferta.

f) Una vez finalizado el Periodo de Duración de la Ronda, el Subastador mediante un proceso de optimización determina el exceso de oferta para cada punto de Precio de Cierre de la Ronda y lo informa a los participantes.

g) Este proceso se repetirá por parte del Subastador para cada una de las rondas, hasta que el Exceso de Oferta sea cero o negativo.

Cuando el Exceso de Oferta es positivo, el Subastador abrirá una nueva ronda e informará al mercado el Precio de Apertura de la Ronda y el nuevo Precio de Cierre de la Ronda. Este nuevo Precio de Cierre de la Ronda será menor que el de la Ronda anterior.


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Precio de Inicio de la ronda

A partir de la segunda ronda, el Subastador al Inicio de cada ronda informará a los agentes vendedores, el precio de Apertura de la Ronda, el cual corresponderá al precio de cierre de ronda anterior.

Precio de cierre de ¡a ronda

El Subastador definirá conforme a su criterio, el precio al cual la ronda finalizará e informará éste al inicio de cada ronda.

S.2.9.3.3. Ronda Final

Una vez el Exceso de Oferta sea cero o negativo, se entenderá por culminada la Subasta y el Subastador procederá al despeje del mercado y a la determinación del Precio de Cierre de la Subasta.

Determinación del Precio de Cierre de la subasta.

El Precio de Cierre de la Subasta corresponderá a la oferta del último agente vendedor asignado con Obligaciones de Energía a Contratar.

8.2.9.4. Auditoría

Durante la subasta, el Auditor deberá verificar la correcta aplicación de la regulación vigente y el seguimiento estricto de los pasos y reglas establecidos en el reglamento. Una vez finalizada la subasta éste deberá validar los resultados obtenidos en el proceso y comunicarlos a la CREG y a los Agentes.

8.2.9.5. Asignación

Una vez culminada la subasta, las Obligaciones de Energía se asignarán entre los Vendedores en función de las cantidades ofrecidas y en casos de empate se establecerán reglas de proporcionalidad para su asignación.

8.2.10. Regla de actividad

Las reglas de actividad se refieren a los procedimientos que deben seguir los vendedores en el momento de realizar sus ofertas en el momento de construir su curva de oferta (Figura 3). Esto con el fin de asegurar una formación de precios eficiente y que los vendedores reflejen verdaderamente sus preferencias especialmente relacionado con el costo de adquirir información.


La regla de actividad propuesta para las subastas del MOR está basada en el principio económico de las preferencias reveladas y que estas sean consistentes a lo largo de la subasta y por tanto las reglas serían las siguientes:

a) Bajo un mismo precio no se pueden declarar diferentes cantidades.

b) El Agente vendedor solo puede mantener constante o reducir la cantidad ofrecida de Energía en la medida que los precios disminuyan.

8.2.11. Fallas en la Subasta

En la operación de la subasta que se mencionó anteriormente, se pueden presentar fallas y para lo cual se deberá prever mecanismos de contingencia para el cubrimiento de la demanda, las fallas pueden ser:

- Oferta Insuficiente: Cuando se evidencia que no hay suficiente oferta para atender la Demanda Objetivo.

- Prácticas Restrictivas de la Competencia: Cuando se evidencien colusión por partes de los agentes.

- Competencia insuficiente: Cuando no se presente un mínimo de participantes que se definirá con criterio de competencia.

En estos casos, pueden considerarse como alternativas: (i) dar por terminada la subasta y programar una nueva sin que ello implique la modificación de las fechas de las otras subastas, (ii) adicionar la demanda que no pudo ser contratada en la subasta que presenta la falla y adicionarla a la energía de la subasta siguiente,

Problemas Técnicos: Así mismo, se establecerán mecanismos de contingencia para eventos técnicos que se presenten durante el transcurso de la subasta.

8.2.12. Reglamento de la Subasta

La subasta contará con un reglamento que incluirá un plan detallado sobre los parámetros y demás aspectos necesarios para la realización de la Subasta tales como: políticas de información, organización, responsabilidades y deberes de las instituciones, obligaciones de los agentes, sistema de subasta y mecanismos de contingencia.

9. TRANSACCIONES EN EL MERCADO

9.1. OBJETIVO

Identificar la forma jurídica más adecuada para las transacciones que se realicen entre los generadores y la demanda regulada del Sistema Interconectado Nacional, en virtud de la aplicación del mecanismo de Mercado Organizado Regulado.


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9.2. ANTECEDENTES

La Resolución CREG 024 de 1995 establece la regulación aplicable a “los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía en el sistema interconectado nacional.” Esta norma definió el tipo de operaciones que se realizan en este mercado: contratos de energía en la Bolsa de Energía o mercado de corto plazo y contratos bilaterales.

La Bolsa de Energía es el mercado de corto plazo donde se efectúan las transacciones horarias entre la demanda y los generadores, administrada por el ASIC quien se hace cargo de liquidar, recaudar y distribuir los valores a los agentes participantes.

Por su parte los contratos de energía de largo plazo son negociados de manera libre entre las partes, bien sea directamente o como resultado de convocatorias. Los contratos son principalmente de dos tipos, pague lo contratado y pague lo demandado, con amplia variedad de modalidades que son de libre determinación de los agentes que los suscriben.

Finalmente, la Resolución CREG 071 de 2006 creó, como parte del Mercado, las Subastas para la asignación de Obligaciones Energía Firme, del Cargo por Confiabilidad. En estas subastas los generadores que resultan asignados con las Obligaciones de Energía Firme adquieren el compromiso de entregar determinada cantidad de energía durante períodos con condiciones de escases de abastecimiento cuando el precio de bolsa supera el Precio de Escases, a cambio de recibir una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado.

9.3. SITUACIÓN ACTUAL

Las operaciones que se realizan actualmente en el Mercado se pueden clasificar en dos figuras diferentes: la de contratos bilaterales y la de transacciones centralizadas.

El esquema bilateral es el de los contratos de largo plazo que, como ya se dijo, son el resultado del libre acuerdo entre las partes quienes determinan el plazo, las cantidades, los precios, el tipo y la modalidad. Así mismo depende del arbitrio de las partes el momento de suscripción del contrato y las causales de terminación. Para la compra de energía con destino al mercado regulado la Resolución CREG 20 de 1996 dispone que se utilicen procedimientos que aseguren la libre concurrencia de oferentes. Con esto se busca obtener para el usuario final los beneficios derivados de la competencia entre generadores.

Los comercializadores que atienden usuarios en este segmento deben, entonces, realizar convocatorias o utilizar mecanismos similares, para lo cual definen las cantidades, plazo, tipo, etc., y adjudican con base en el menor precio ofertado. Las convocatorias son individuales por cada comercializador y se realizan según sus propias reglas. A partir de estas adjudicaciones se suscriben contratos bilaterales que corresponden a diversas modalidades y se acomodan a las necesidades de las partes.

Las transacciones centralizadas son las de la Bolsa de Energía y el mercado de energía firme.

La Bolsa de Energía fue definida en la Resolución CREG 024 de 1995 (modificada Resolución CREG 107 de 1998). Funciona en forma totalmente administrada por el ASIC, donde los generadores concurren a ofertar su energía y el Mercado la adquiere en representación de la


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demanda nacional mediante un sistema electrónico. La determinación de las obligaciones, su liquidación y pago se define por las reglas establecidas en la regulación.

Por su parte las Obligaciones de Energía Firme son el resultado de subastas adelantadas por el Administrador del Sistema en forma centralizada y establecen un vínculo jurídico entre los generadores y la demanda del MEM que determina las obligación de entre de energía firme por parte de los primeros y el precio que toda la demanda debe pagar por ello. La liquidación y pago de estas operaciones se lleva a cabo por el ASIC haciendo uso de los procedimientos y mecanismos ya existentes en el Mercado, aplicables a las transacciones de la Bolsa de Energía.

9.4. ALTERNATIVAS

Se analizaron como alternativas para la definición del vehículo de las transacciones a realizarse en el MOR las dos formas básicas que se han manejado en el mercado de energía en Colombia, lo cuales reflejan en buena medida las alternativas que se manejan en la experiencia de otros países.

Se plantea una primera posibilidad en la cual como resultado de la subasta se suscriban contratos bilaterales entre cada uno de los agentes generadores que resultaron asignados y cada uno de los comercializadores que atienden demanda regulada. Estos contratos responderían a un modelo estandarizado donde se reflejarían la totalidad de los derechos y obligaciones de cada parte, según lo establecido en la regulación y la cantidad de energía y el precio determinados en la subasta.

La segunda alternativa plantea el manejo de los contratos en el MOR como una transacción más del Mercado de Energía, administrada centralmente a través del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, en la que todos los elementos de la transacción, los derechos y obligaciones de los generadores asignados y de los comercializadores que representan la demanda están completamente definidos en la regulación.

9.5. EVALUACIÓN

El análisis de la conveniencia de las alternativas planteadas se hace con base en los principios definidos para el MOR. Como resultado del análisis se identificó que algunos de los principios son neutrales a la forma jurídica que se escoja para las transacciones del MOR. Resultan entonces relevantes los principios de consistencia, simplicidad y eficiencia económica.

9.5.1. Principio de Consistencia

La alternativa propuesta debe articularse adecuadamente con el Mercado Mayorista como funciona actualmente. Como ya se mencionó anteriormente, hacen parte del Mercado Mayorista el mercado de corto plazo, las transacciones del cargo por confiabilidad y los contratos bilaterales. A continuación se presentan las principales características de estas transacciones:

Contratos Bilaterales


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■En los contratos bilaterales para la compra de energía para el mercado regulado la determinación de las partes, todos los elementos del contrato, tales como tipo, modalidad, duración, cantidad, etc., se definen entre las partes.

■ Los comercializadores realizan sus convocatorias en forma individual e independiente. La única condición es la realización de convocatorias que aseguren la concurrencia de oferentes.

■ La participación de los generadores es voluntaria y se determina a través de las ofertas que hagan en las diferentes convocatorias que realizan los comercializadores para atender su mercado.

■ El comercializador es quien define las necesidades de compra de energía para la adecuada atención de su mercado con lo cual el comercializador en representación de la demanda tiene un rol activo.

■ Se suscriben contratos entre los comercializadores y los generadores reflejando el resultado de las convocatorias.

■ El Administrador del Mercado no tiene participación alguna en la definición de los contratos, una vez suscritos y registrados se hace cargo de determinar su asignación y hacer las liquidaciones correspondientes.

Bolsa de Energía:

■ Las transacciones se realizan en forma centralizada por el ASIC, quien desarrolla sus funciones conforme a lo definido por la regulación y en cumplimiento del contrato de mandato suscrito por todos los agentes.

■La totalidad de las reglas de funcionamiento, participación y de constitución de las obligaciones y derechos se encuentran definidos en la regulación y no son sujetos de modificación por los agentes que participan.

■ No se suscriben contratos físicos por cada transacción que se realiza.

■ La participación de los generadores se determina a través de la declaración de la disponibilidad y la oferta de los precios.

■ La demanda no tiene una participación activa.

■ El Administrador del Mercado se encarga de liquidar las transacciones, hacer el recaudo y los pagos a los generadores que vendieron en la Bolsa.

Mercado de energía firme

■ El mecanismo de subasta es totalmente centralizado y es administrado por el ASIC, quien actúa en cumplimiento de la regulación y del contrato de mandato.

■ Al igual que en el caso de la Bolsa de Energía la totalidad de las reglas de funcionamiento y participación y la determinación de las obligaciones están dadas por la regulación y estas condiciones no pueden ser variadas por decisión de los agentes.


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■ La participación de los generadores es voluntaria y se determina a través de las ofertas de energía y precio que realizan en la subasta.

■ El Mercado es quien compra la energía firme para garantizar a la demanda una oferta energética eficiente, por lo que el rol de la demanda es totalmente pasivo.

■ El Administrador del Mercado se encarga de determinar la asignación de las obligaciones según el resultado de la subasta y es quien recauda los recursos del CXC y paga a los generadores con OEF.

■ No se suscribe un contrato por cada OEF asignada.

Se observa como las transacciones del MOR comparten muchas de las características de la Bolsa de Energía y del mercado de energía firme a diferencia de lo que ocurre con los contratos bilaterales.

■Se realizará una subasta centralizada, que será responsabilidad del ASIC quien la desarrollará dando aplicación a la regulación y en virtud del contrato de mandato suscrito por los agentes.

■ La totalidad de las condiciones de funcionamiento, participación y demás elementos estarán definidas por la regulación. El alcance de las obligaciones y derechos de los contratos del MOR será también establecida por la regulación al definir el producto.

■ La participación de los generadores es voluntaria y les corresponde definir las cantidades y precios de la energía que ofertan en la subasta.

■ El Mercado compra la energía para el total de la demanda regulada por tanto, el rol de esta demanda es pasivo.

■ El ASIC se encargará de identificar las obligaciones según el resultado de la subasta y de distribuir los recursos pagados por los comercializadores a los generadores.

Como se puede observar el MOR dista del esquema de contratos bilaterales actual en al menos los siguientes aspectos: las transacciones del MOR no responden a la determinación individual de las necesidades de compra de cada comercializador, sino de un esquema centralizado donde se compra la energía para la totalidad de la demanda regulada nacional, y el contrato es estándar.

9.5.2. Principio de Simplicidad

La alternativa de suscribir contratos bilaterales a partir del resultado de las subastas tiene varias implicaciones que se observa pueden dificultar la ejecución y control del esquema propuesto y el desarrollo normal de los contratos.

En primer lugar, se identifica una carga operativa importante en la imposición de suscribir contratos entre todos los comercializadores que atienden el mercado regulado y los todos generadores que resulten asignados en la subasta.


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A título de ejemplo, si en cada una de las cuatro subastas de un año resultaran asignados quince generadores, tendrían que suscribirse 600 contratos por subasta y en el año un total 2400. Esta cantidad de contratos implica un aumento sustancial en el número de contratos al que se manejan actualmente, con lo cual, se incrementa la carga operativa de los agentes y del Administrador del Sistema. Sin perjuicio de lo anterior no se puede desconocer que se trataría de contratos más fáciles de administrar dada su estandarización.

Por otra parte, podrían surgir dificultades tales como la renuencia o tardanza de alguna de las partes a suscribir el documento contrato con alguna de sus contrapartes, como ha ocurrido en el caso de España.

Finalmente, puede entenderse que en tanto que los elementos determinantes del contrato y de la relación entre los participantes se definen regulatoriamente, puede resultar innecesario que queden reflejados en un documento.

La segunda alternativa implica que el número de transacciones se limita al número de generadores más los contratos con los comercializadores asignados en cada subasta, lo cual representa una carga operativa mucho menor de todo el esquema para los agentes participantes y para el ASIC. En este caso quedan eliminadas las complejidades que puedan surgir de la suscripción misma del contrato. Así mismo, en la medida que el manejo es similar al de la Bolsa y del Cargo por Confiabilidad, se facilita la interacción de todos los participantes y el control por ser manejos y condiciones ya conocidas por todos.

9.5.3. Principio de Eficiencia Económica

El principio de eficiencia económica está planteado como la formación de precios en un mercado competitivo. En este contexto se analizaron las alternativas desde la perspectiva de los costos de transacción que cada una de las alternativas representa y de las diferencias en la carga impositiva. Se considera que está última debe ser incluida en el análisis de eficiencia económica en tanto que representa costos que deben ser optimizados, de tal forma que las ventajas que se puedan obtener en reducción de precios del producto no se vean reducidas o anuladas por incrementos en costos originados en el mecanismo mismo, costos que seguramente terminarían siendo trasladados al usuario.

Costos de transacción

Como se indicó en el aparte anterior la suscripción de múltiples contratos implica mayores cargas operacionales para los agentes y para el administrador del sistema. Naturalmente esta carga operacional implica costos adicionales lo cual haría que el esquema en general fuera más costoso.

En la segunda alternativa al ser menor la carga operativa y el funcionamiento conocido por todos los agentes hoy participantes en el mercado, se prevé que los costos del nuevo esquema sean menores.


Efectos tributarios.

A continuación se presenta un corto análisis preliminar de los diferentes tributos que podrían incidir en el MOR y sus transacciones y se identifica si esta incidencia varía según la forma que se de a la transacción. El análisis parte de una evaluación general sobre el impacto tributario del MOR hecha XM, que fue presentada a la CREG Así mismo se tuvo en cuenta, en los aspectos pertinentes, el análisis tributario presentado por ASOCODIS8 para el Sistema Electrónico de Contratos y el concepto jurídico emitido por el Dr. Rafael Arenas a solicitud de la CREG en el año 20059.

Este análisis permite presentar una primera aproximación de las implicaciones tributarias de las alternativas planteadas, sin perjuicio de lo cual se considera que es necesario hacer un estudio detallado de todos los elementos relevantes, para lo cual, la CREG contratará una asesoría con un especialista en el tema. La incidencia o efecto que los diferentes tributos puedan tener en otros elementos de la propuesta son analizados en sus respectivos apartes, y serán objeto de la asesoría mencionada.

IVA:

Conforme a lo establecido en los artículos 424 y 476 la energía eléctrica y el servicio público de energía eléctrica están exceptuados del IVA, por lo que en principio en ninguna de las dos alternativas bajo análisis habría diferencia con respecto a la aplicación de este impuesto.

Impuesto de Industria y Comercio:Este impuesto se causa por el ejercicio de actividades industriales y comerciales o de servicios en una jurisdicción municipal. Por tanto los agentes del Mercado Mayorista están obligados a pagar impuesto de industria y comercio sobre la base de los ingresos que reciban según el lugar donde estén desarrollando la actividad que generó el ingreso. En este orden de ideas, la elección de una u otra alternativa únicamente determina un cambio en el lugar donde deba pagarse el tributo.

Timbre:

El impuesto de timbre se causa por el otorgamiento o aceptación de documentos privados donde hagan parte personas jurídicas o naturales comerciantes con ingresos o patrimonio bruto superiores a un umbral establecido, en los que conste la constitución o existencia de obligaciones en Colombia de una cierta cuantía. (Art 519 del Estatuto Tributario).

En tanto que, como se acaba de decir, este impuesto se genera por el otorgamiento de instrumentos o documentos, la suscripción los contratos bilaterales entre los generadores y los comercializadores que representan la demanda regulada como resultado de la asignación en las subastas podría causar este impuesto. En el caso de la segunda opción, se consideran dos alternativas que en las cuales no habría lugar a la causación del impuesto: la primera, que le sea aplicable la exención del artículo 530 del Estatuto Tributario; la segunda, considerar estas transacciones como parte de la Bolsa de Energía caso en el cual estarían cobijadas por

s "La V iab ilidad pa ra e l Mercado Colombiano y e l Im pacto sobre la Industria de los Comercializadores- D istribu idores de Energía de la Implementación del SEC. ”, informe presentado por COSENIT S.A., FIDUCOR y HolguínNeira Pombo y Mendoza, abogados, Diciembre de 2004.9 Consulta Tributaria: Contratos a Través del Sistema Electrónico de Contratación, SEC. Concepto elaborado por el Dr. Rafaél Arenas. Radicado E-2005-004111.


una excepción específica de la normatividad tributaria. Estos aspectos serán analizados detalladamente en el estudio a realizar.

Retención en la Fuente por Impuesto de Renta:

La retención en la fuente se practica a pagos o abonos en cuenta que se hagan en Colombia a contribuyentes del impuesto de renta, siempre que sean susceptibles de constituir ingreso tributario. En principio se considera que en cualquiera de las dos alternativas habría lugar a practicar la retención en la fuente a los pagos que se hagan como consecuencia de las transacciones en el MOR. Se plantea la posibilidad de considerar el MOR como parte de las transacciones de la Bolsa de Energía en cuyo caso sería aplicable la excepción prevista en el artículo 369 de Estatuto Tributario y portante las operaciones realizadas no estarían sujetas a retención en la fuente.

Gravamen de Movimientos Financieros:

El artículo 781 del Estatuto Tributario prevé que el Gravamen de Movimientos Financieros se causa por la disposición de recursos depositados en cuentas corrientes o de ahorros en entidades del sistema financiero. Adicionalmente, se genera GMF por otras operaciones como débitos a cuentas contables y para realizar pagos a terceros. Se considera que los posibles efectos de este impuesto no son determinantes para la definición de la naturaleza jurídica de las transacciones del MOR, sin embargo si pueden resultar relevantes en la definición de otros elementos del esquema lo cual es analizado en el aparte respectivo.

Estampillas:

Las estampillas son tributos de carácter local cuya creación autoriza la ley a las respectivas autoridades. Su análisis implica la revisión del caso particular de cada ente territorial. Por tal razón, sin pretender desconocer la incidencia que puedan tener en el nuevo esquema, no serán objeto de análisis particular. Para el estudio tributario que se la CREG va a realizar se considerarán aquellos casos particulares en los que se determine que pueden causar un impacto relevante para el MOR.

Este análisis preliminar permite identificar que la diferencia más relevante entre las dos alternativas se daría por la aplicación del impuesto de timbre en el caso de la suscripción de contratos bilaterales.

9.6. PROPUESTA

Dadas las anteriores consideraciones se propone que las transacciones del MOR se desarrollen en forma totalmente centralizada como una más de las operaciones del Mercado Mayorista, de la misma forma que se realizan las de la Bolsa de Energía o las de OEF.

La totalidad de los elementos quedarían definidos por la regulación incluidos las obligaciones y derechos que se derivarían para los generadores por participar y resultar asignados en la subasta y las de los comercializadores cuya demanda se cubre en el MOR. El Administrador del SIC a través del contrato de mandato vigente, se encarga de organizar la subasta y de administrar el esquema según lo definidos por las normas. Los generadores asisten voluntariamente a la subasta y hacen parte de las transacciones en la medida que resulten asignados.


Sesión Wo. 391

10. LIQUIDACIÓN Y RECAUDO DE LAS OBLIGACIONES EN EL MOR

10.1. OBJETIVO

El objetivo del documento es describir las diferentes alternativas que se han considerado para realizar la liquidación y el recaudo de las obligaciones contraídas en el MOR en el mercado de energía mayorista y evaluarlas conforme a los principios del MOR.

10.2. ANTECEDENTES

El mercado mayorista de energía eléctrica colombiano contempla dos diferentes formas en las que los comercializadores pueden comprar su energía. A través de la bolsa de energía o en contratos bilaterales de largo plazo. La forma como se liquidan y recaudan actualmente estas transacciones fue establecida en la resolución CREG 024 de 1995.

10.3. SITUACION ACTUAL

Actualmente la liquidación de las obligaciones en la bolsa de energía de los comercializadores que atienden demanda de energía en el SIN se caracteriza por el hecho de que la cantidad de energía comprada en contratos bilaterales por cada comercializador se descuenta de sus obligaciones en la bolsa. Para efectos de este documento, a este tipo de liquidación la llamaremos por Balance de energía, y su funcionamiento se ilustra a continuación con un ejemplo.

Considérese un sistema con tres comercializadores denominados C1, C2 y C3, cuya demanda comercial en una hora determinada es 5, 4, y 2 kWh respectivamente. Esta demanda es atendida por dos generadores G1 y G2, cuya generación fue de 7 y 4 kWh respectivamente. El precio de bolsa en la hora fue de 80 $/kWh.

Figura 10.1

iB O L S A

PB = 80

Si no existen contratos bilaterales, el flujo de dinero en bolsa sería el siguiente

C1 debe pagar a la bolsa 5 kWh x 80 $/kWh = $ 400 C2 debe pagar a la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320

1 0 .

’ En realidad el flujo de dinero por la bolsa tiene liquida otras transacciones que no se consideran en este ejemplo.


Sesión No. 391

C3 debe pagar a la bolsa 2 kWh x 80 $/kWh = $ 160

G1 debe recibir de la bolsa 7 kWh x 80 $/kWh = $ 560 G2 debe recibir de la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320

Figura 10.2

5 x 80BOLSA

7 x 80------ > 6 )

¡C2|

C3)

4 x

2 x

80PB = 80

80— >4 x 80------ > <52

- *_

Si en la situación anterior existiera un contrato bilateral entre G1 y C1, en el cual G1 vende 5 kWh bilateralmente a C1, a un precio de 100 $/kWh. La liquidación sería la siguiente:

C1 debe pagar a la bolsa (5 - 5) kWh x 80 $/kWh = $ 0 C2 debe pagar a la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320 C3 debe pagar a ía bolsa 2 kWh x 80 $/kWh = $ 160

G1 debe recibir de la bolsa (7 - 5) kWh x 80 $/kWh = $ 160 G2 debe recibir de la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320

C1 debe pagar bilateralmente a G1 5 kWh x 100 $/kWh = $ 500

Figura10.3

C2|

m4 x 80

2 x 80 ►

BOLSAP B s 80

i

2 x 8P

6 24 x 80 *

SC1 sJLl«5 G1

Como se observa en el ejemplo anterior, la cantidad de energía comprada mediante contratos bilaterales se le resta de la energía que deben pagar en bolsa los comercializadores con demanda comercial. Asimismo, si un generador vendió parte de la energía comprada mediante contratos bilaterales, esta energía no se remunera a través de la bolsa de energía.


Sesión No. 391

10.4. ALTERNATIVAS DE LIQUIDACIÓN CONSIDERADAS

10.4.1. Liquidación por balance de energía en el mercado de corto plazo.

En esta alternativa, la liquidación de los productos del MOR se realizaría de una forma similar a como se realizan las liquidaciones de los contratos bilaterales actuales. Es decir, la energía comprada por los comercializadores en los productos de! MOR se descontaría de la energía que le deben pagar a la bolsa.Para ilustrar lo anterior, considere el ejemplo expuesto en el capítulo dedicado a la situación actual, pero suponiendo que tanto C1 como C2 son comercializadores que atienden exclusivamente demanda regulada, y C3 exclusivamente demanda no regulada. Adicionalmente, considérese que C1 vendió en e! MOR 9 kWh a un precio de 100 $/kWh. En este caso, la liquidación sería la siguiente:

C1 debe pagar a la bolsa (5 - 5) kWh x 80 $/kWh = $ 0 C2 debe pagar a la bolsa (4 - 4) kWh x 80 $/kWh = $ 0 C3 debe pagar a la bolsa 2 kWh x 80 $/kWh = $ 160

G1 debe recibir de la bolsa (7 - 9) kWh x 80 $/kWh = $ -160 G2 debe recibir de la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320

C1 debe pagar al MOR 5 kWh x 100 $/kWh = $ 500 C2 debe pagar al MOR 4 kWh x 100 $/kWh = $ 400 G1 debe recibir del MOR 9 kWh x 100 $/kWh = $900

Fiqura10.4

c í ]

ÍC2¡C3) íü M .

C l] 5JL32.0C2| 4 x 1QO

BOLSA

PB = 80

MOR

S * 1 ° g H)

4 x 80

9 X 100 Q ^) |

10.4.2. Liquidación por diferencias independiente de la bolsa de energía

Esta alternativa de liquidación consiste básicamente en dos aspectos:

1) Toda la energía se transa a través de la Bolsa2) Los productos del MOR se liquidan por las diferencias entre los precios pactados y los

precios del mercado de corto plazo.

Para el mismo ejemplo de la alternativa anterior, la liquidación en este caso sería:


Sesión No. 391

C1 debe pagar a la bolsa 5 kWh x 80 $/kWh = $ 400 C2 debe pagar a la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320 C3 debe pagar a la bolsa 2 kWh x 80 $/kWh = $ 160

G1 debe recibir de la bolsa 7 kWh x 80 $/kWh = $ 560 G2 debe recibir de la bolsa 4 kWh x 80 $/kWh = $ 320

C1 debe pagar al MOR 5 kWh x (100-80) $/kWh = $ 100 C2 debe pagar al MOR 4 kWh x (100-80) $/kWh = $ 80 G1 debe recibir del MOR 9 kWh x (100-80) $/kWh = $180

Figura 10.5

¿ 3 5 x 80

C2l 4 x 80

2 X 80

0 SX^O

C2i 4 x 30

BOLSA

PB = 80

MOR

7_xjjO 0

4 x 80 ----- >

9 X 2 0 G )

10.5. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE LIQUIDACIÓN

Para la mayoría de principios del MOR es indiferente la selección de una de las dos alternativas de liquidación presentadas, con excepción del principio de neutralidad. La causa de esta diferencia se presenta a continuación.

10.5.1. Neutralidad - Distribución del riesgo de crédito en el mercado de corto plazo

Las alternativas evaluadas de liquidación no son equivalentes en cuanto a la distribución del riesgo de crédito ante incumplimientos en el mercado de corto plazo. La razón obedece a que las pérdidas ocasionadas por un comercializador que tiene una demanda comercial11 se reparten de diferente forma entre los generadores dependiendo del tipo de liquidación seleccionado. Lo anterior se ilustra con el siguiente ejemplo:

Considérese que en el ejemplo usado para ilustrar las alternativas, C3 no cancela sus obligaciones en la bolsa. En este caso las pérdidas para cada agente en cada alternativa serían las siguientes:

u Estas pérdidas pueden ser ilimitadas. Debido a que el m ecanism o de lim itación de suministro solo es parcial, y no im pide que un com ercializador incum plido con una dem anda com ercial pueda seguir increm entando una deuda por un periodo indefinido de tiempo.


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Liquidación por balance de energía

Figura 10.6

l e í

ÍC3! L ¡¡4 °

C í 5 X 100|C2| 4 x 100

BOLSA

PB = 80 2/4 x 4 x 8 0 6 ^

9 x 1 0 0 ( 5^MOR_ _ _ I

Pérdidas de G1 = 0 Pérdidas de G2 = 160

Liquidación por diferencias

Figura 1 0 .7

f c l 5 X 8 0

¡C2 A * 4 ?

l e s 2 y > ,o

BOLSA

PB = 8 0

9/11 x 7

9 /1 1 x 4

9 x 20É B 5JL5P

|C2 4 x 4 0MOR

Pérdidas de G1 = 101.8 (aprox)Pérdidas de G2 = 58.2 (aprox)

Nótese que en la liquidación por Balance de Energía, las pérdidas son asumidas en su totalidad por el generador que no vendió en el MOR. En cambio, en la liquidación por diferencias, están se reparten entre ambos generadores a prorrata de su generación. Por lo anterior, se considera que la liquidación por diferencias es más conveniente; dado que separa la distribución del riesgo de crédito en el mercado de corto plazo, del nivel de transacciones de cada agente en el MOR.

Adicionalmente, es importante resaltar que tanto la liquidación de los contratos bilaterales con destino al mercado regulado previos a la entrada del MOR, como los contratos con destino al mercado no regulado, no se verá afectada por la liquidación por diferencias de los productos del MOR. La razón es que como se presento anteriormente, la liquidación por diferencias de las obligaciones del MOR se realiza de forma independiente a la liquidación de las demás obligaciones en la bolsa.


Sesión Na. 391

10.6. ALTERNATIVAS DE RECAUDO CONSIDERADAS

En cuanto al recaudo en el MOR, existe la posibilidad de hacerlo centralizad ámente o bilateralmente. En el recaudo centralizado, todos los agentes consignarían en la cuenta del administrador del MOR, mientras que en el recaudo bilateral cada comprador debería consignar el monto correspondiente en la cuenta de cada vendedor (o viceversa, dependiendo del esquema de liquidación y de la relación entre los precios de los contratos y los precios de bolsa), conforme a los cálculos realizados por el administrador del MOR. Estos esquemas se representan en la siguiente figura.

Figura 10.8

Bilateral

C k

C o m p

Centralizada

V*nd«dor«s

M OR

Comprador*» V o n d o d o r o »

10.7. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS DE RECAUDO

En este caso, los criterios que se ven afectados dependiendo de la selección de la clase de recaudo son (a eficiencia económica, la simplicidad y la neutralidad. A continuación se explica la incidencia de esta decisión en cada uno de estos:

10.7.1. Eficiencia económica - Gestión de cartera y Gravamen de Movimientos Financieros

Los costos de transacción en que se incurra afectan la eficiencia económica del esquema, por lo que se debe buscar que el esquema funcione correctamente generando los menores costos de transacción posibles. En este aspecto, las dos alternativas de recaudo difieren en cuanto a los costos de gestión de cartera que tendría que realizar el sistema y en el monto que se cancelaría por concepto del Gravamen de Movimientos Financieros.

Se entienden como costos de cartera a los costos en los que se incurre por llevar el control de los pagos de los diferentes deudores, el cálculo de intereses de mora si aplican, y demás actividades relacionadas (son diferentes a los costos de cobranza). Se observa que en el caso del recaudo bilateral, estos costos son mayores a la alternativa del recaudo centralizado. La razón es que mientras que en el recaudo bilateral cada agente debe incurrir en estos gastos, en el recaudo centralizado solamente el administrador del MOR debe destinar recursos para realizar estas funciones.


Sesión No. 391

En cuanto al Gravamen de Movimientos Financieros, en el caso centralizado el monto que se debe cancelar por este concepto es el doble que en el caso bilateral, dado que en el primer caso en cada pago se descuenta el GMF dos veces; uno en la consignación del agente en la cuenta del operador del MOR, y otra en la consignación del operador del MOR a la cuenta de otro agente.

Con base en lo expuesto anteriormente, las dos alternativas tienen pros y contras en cuanto a su aportación a la eficiencia económica del esquema.

10.7.2. Simplicidad - Complejidad operativa

En este caso, el esquema de recaudo centralizado es mucho más sencillo que el esquema bilateral. La razón es que el esquema se torna mucho más sencillo para los participantes, si realizan (o reciben) las consignaciones de un solo ente, en lugar de estar realizando (o recibiendo) en cada mes consignaciones a diferentes agentes.

10.7.3. Neutralidad - Discriminación en los pagos

Un problema que surge de la implementación de un esquema de recaudo bilateral, es que se puede presentar discriminación en los pagos que realiza un deudor entre sus distintos acreedores. Es decir, si una empresa no tiene el capital suficiente para pagar todas sus deudas en el MOR, puede optar por cancelar sus deudas solo a ciertos acreedores, con lo cual el riesgo de incumplimientos no sería simétrico entre todos los participantes. Esta situación no se presentaría en el caso del recaudo centralizado, debido a que el administrador del MOR distribuiría los ingresos en forma uniforme a todos los participantes a quienes les corresponda.

10.8. PROPUESTA

Teniendo en cuenta las evaluaciones presentadas anteriormente, se considera que el esquema de recaudo centralizado es mejor en el caso del MOR. La razón es que a pesar de que se duplica el costo por concepto del GMF, tiene varias ventajas en cuanto a ahorro de costos por concepto de gestión de cartera, simplicidad del esquema, y neutralidad en el mercado.

11. GARANTÍAS

11.1. OBJETIVO

Uno de los objetivos del MOR está relacionado con la administración o gestión del riesgo, permitiendo la asignación adecuada del mismo tanto para compradores como para vendedores al participar en este mercado. El MOR reducirá la exposición de la demanda a la volatilidad de los precios y ofrecerá mayor estabilidad en los precios. En este sentido y teniendo en cuenta que se trata de un mercado organizado de participación obligatoria para los comercializadores que atienden demanda regulada, para su correcta operación es vy necesario proteger a sus participantes y ofrecer herramientas que les permitan cubrir el riesgo O f de contra parte o de crédito al que se exponen. 'o


En la operación del MOR, el riesgo de crédito se manifiesta a través de la posibilidad de que una de las partes incurra en pérdidas y se disminuya el valor de sus activos, como consecuencia de que sus deudores o contrapartes fallen en el cumplimiento oportuno o cumplan Imperfectamente los términos establecidos en los respectivos contratos.

A partir de la vigencia del MOR, la demanda regulada deberá comprar centralmente sus requerimientos de energía eléctrica a través de este mercado. Lo anterior implica un cambio en la manera como se administra el riesgo de crédito, que en la actualidad se realiza en forma bilateral (cuando se trata de contratos a plazo OTC).

El esquema de garantías tiene por objeto permitir la administración y gestión del riesgo de crédito implícito en la operación del MOR, que permita el cubrimiento del funcionamiento del mercado, y a la vez sirva de mecanismo de incentivos para promover el cumplimiento de las obligaciones contractuales, mitigando de esta forma las posibles pérdidas.

11.2. ANTECEDENTES

En la actualidad los contratos de largo plazo para suministro de energía se transan por medio de negociaciones bilaterales, en las que las partes pactan libremente las condiciones de cantidad y precio, así como las respectivas garantías.

Por su parte, las transacciones en bolsa se garantizan con base en la Resolución CREG 019 de 2006. El riesgo de contraparte se gestiona en la actualidad en el Mercado de Energía Mayorista (MEM) utilizando las garantías financieras definidas en la Resolución CREG 019 de 2006.

La CREG se encuentra trabajando en el diseño del Mercado Organizado Regulado - MOR, con el cual se estandarizan los contratos de largo plazo, cuyas cantidades son adjudicadas a través de una subasta centralizada que promoverá la formación eficiente de precios de estos contratos.

En este documento se analizan las alternativas para cubrir los riesgos que enfrentan los participantes del MOR de tal forma que se promueva la concurrencia y se garantice la estabilidad del esquema.

11.3. EXPOSICIÓN AL RIESGO

El contrato MOR (como cualquier otro) define, entre otros, los siguientes elementos: i) la identidad de las partes; ii) la cantidad de energía eléctrica contratada; iil) la fecha de inicio para la entrega y el pago de la energía eléctrica por parte de vendedor y comprador respectivamente; iv) la fecha de vencimiento en la cual concluyen las obligaciones de las partes; y v) el precio al cual se pagará el producto.

En desarrollo del esquema del MOR, los participantes (en el caso de los vendedores, aquellos que así lo decidan toda vez que su participación es voluntaria) deben afrontar el problema de selección adversa que se presenta antes de la suscripción de los contratos12, así como el

12 En el MOR, los vendedores tienen un estimativo de la composición del portafolio de compradores mientras que en la actualidad, éstos pueden escoger con quien suscriben contratos.


Sesión No. 391

riesgo que se presenta una vez que los contratos han sido suscritos en cuanto al desempeño que tendrá la contraparte. En este sentido, buena parte de la exposición del mercado está relacionada con el desempeño de los agentes durante la vigencia de los contratos, incertidumbre que típicamente se identifica como “riesgo de crédito".

El riesgo de crédito es característico de cada agente y su dimensión depende, en general, de la valoración de los aspectos de mercado y operativos propios de cada agente, que permiten determinar la incertidumbre probable en el cumplimiento de las obligaciones adquiridas en los contratos.

Pueden existir diferentes situaciones que generen el incumplimiento de las obligaciones, por ejemplo las relacionadas con el comportamiento del mercado de corto plazo (precio de bolsa) en la medida que en función de las diferencias entre el precio spot y el precio del contrato MOR se aumentan o disminuyen las posibilidades de incumplimiento de las obligaciones, como se presenta a continuación:

Pbolsa > PmOR Pboisa ^ PmOR

Vendedor Riesgo de crédito -

Comprador - Riesgo de crédito

La duración del contrato MOR incide en la valoración de este riesgo, toda vez que existe una relación directa entre el plazo y la incertidumbre de las diferencias de precios que dependen de la volatilidad del precio spot de electricidad. En este sentido, la valoración del riesgo y por lo tanto de las garantías se vuelve compleja e incierta, toda vez que debe considerarse alguna modelación del comportamiento del precio spot de electricidad.

Existen también otros riesgos a los que se enfrentan las partes que pueden generar incumplimientos en el MOR como es la variación en los precios de los combustibles para los vendedores y los problemas de cartera con sus clientes para los compradores, no obstante estos riesgos se traducen al final en una probabilidad de incumplimiento del contrato MOR, esto es, riesgo de no pago.

11.4. ALTERNATIVAS DE CUBRIMIENTO

Ante un incumplimiento de las obligaciones del contrato MOR, se han identificado dos alternativas que permiten cubrir las pérdidas.

a. Terminación de contratos

En esta alternativa existiría una garantía financiera para respaldar los dineros del consumo registrado hasta el momento en que puede ser identificado el incumplimiento (el valor de los consumos registrados hasta el momento del vencimiento del plazo de pago de la factura).

Aquí se propone utilizar el mismo esquema vigente de la Resolución CREG 019 de 2006, es decir, todos los agentes deberán presentar una garantía que cubra las obligaciones que tienen .pendientes al primer día hábil de cualquier mes, esto es, dos meses. Dichas garantías deberán ser renovadas de manera rotativa de tal forma que en todo momento exista una cobertura de 'J


al menos dos meses. Para darle continuidad a este esquema, sería necesario adicionar un instrumento que asegure este resultado, es decir, que desde el inicio del contrato (después de cada subasta) se asegure que estas garantías siempre se tendrán vigentes.

En este caso, después de un incumplimiento se terminaría el contrato MOR, y por lo tanto la cobertura de precios del tiempo restante del contrato se perdería afectando tanto al comprador incumplido como a todos los vendedores en su respectiva proporción, quedando expuestos a los precios del mercado de corto plazo (mercado de corto plazo). Este riesgo exigiría una garantía adicional para cubrir estas posibles pérdidas, no obstante teniendo en cuenta que se tiene un período de exposición de 1 año, el costo de dicha cobertura sería restrictivo.

b. Traslado de los contratos

Esta alternativa operaría en forma similar a la anterior en lo que tiene que ver con la cobertura del riesgo de crédito correspondiente al recaudo del valor de los consumos registrados hasta el momento del vencimiento del plazo de pago de la factura, esto es utilizando el esquema de la Resolución CREG 019 de 2006.

En este caso, se propone que en caso de identificarse un incumplimiento, se traslade el contrato o la cantidad contratada al resto de la demanda, en cuyo caso la cobertura de precios permanecería y solo se vería afectado el comprador Incumplido.

Con este esquema, la demanda se constituiría en la garantía para los vendedores que asegurará la cobertura de precios pactada desde la subasta y durante la vigencia de todo el contrato MOR. En este caso, los vendedores continuarían con la cobertura de precios por la cual respondería el resto de la demanda, lo cual beneficiaría la percepción de riesgos de los vendedores.

Esta propuesta permite acotar la incertidumbre (y su impacto natural en el costo de las garantías) que existe para determinar a futuro el comportamiento del precio spot. Así, se utilizaría la misma estimación que realiza en la actualidad el administrador del mercado para determinar el valor de la cobertura para los 2 meses siguientes.

Considerando el objetivo que se busca con el diseño del esquema de garantías, resulta recomendable que en caso de incumplimiento se adopte la segunda alternativa y sea el resto de la demanda quien asuma el contrato (aumentando así la cantidad de energía cubierta). Esta condición reduce la percepción de riesgo desde el lado de los vendedores y por lo tanto promoverá la concurrencia a las subastas, teniendo en cuenta que al tratarse de una participación voluntaria para los vendedores, ésta se garantiza solo si se logra hacer una asignación adecuada de los riesgos implícitos.

Si bien, en este caso, los comercializadores deben incrementar el valor garantizado por efecto del aumento de la cantidad contratada, al final en todo caso se reduce el costo de las garantías para los compradores, en comparación con la alternativa anterior (terminación del contrato).

Es necesario tener en cuenta que en la actualidad existe la medida de “limitación de suministro” para aquellos agentes que honren sus obligaciones con el mercado, no obstante sería deseable que la limitación fuera para las 24 horas del suministro de tal forma que pueda ser disuasivo para los agentes.


Sesión No. 391

11.5. VALOR DE LA COBERTURA

El valor de la cobertura está relacionado con la pérdida esperada, concepto que involucra la exposición, la pérdida en el caso en que se presente un incumplimiento y finalmente la probabilidad de que se materialice el riesgo, de conformidad con la siguiente expresión:

E(P) = (Exposición) x (Pérdida cuando hay incumplimiento) x (Flexibilización)

La exposición considera la cantidad contratada, la diferencia entre el precio de bolsa de electricidad y el precio del contrato, y la duración de los compromisos. En este caso, el precio de bolsa corresponde a una proyección para el siguiente mes determinada con la misma metodología utilizada actualmente por el administrador del mercado.

La pérdida cuando hay incumplimiento se refiere al dinero que no se recauda una vez se determina que una factura no fue pagada, esto es el consumo correspondiente a 2 meses.

Para determinar la flexibilización, se propone utilizar una metodología que refleja las coberturas naturales que pueden tener los agentes. Desde el punto de vista de los vendedores, éstos se pueden diferenciar en función de la tenencia de activos de generación y la energía firme (en el esquema del cargo por confiabilidad) que le fue asignada, como se presenta en la siguiente tabla.

Desde el punto de vista de los compradores, se propone utilizar la metodología de calificación del sector financiero. Existiría una diferenciación entre compañías de conformidad con su nivel de calificación, como se presenta en la siguiente tabla. Los porcentajes son tomados del Estudio realizado por Incorbank para el Comité Asesor de Comercialización en el año 2006, donde se analizaron las estadísticas de incumplimientos para emisores con diferentes niveles de calificación.

Calificación Deuda de Largo Plazo

Calificación Deuda de Corto Plazo Flexibilización (%)

AAA 1+ 10%

AA 1 25%

A 2 40%

BBB 3 65%

Diferente a grado de inversión

Diferente a grado de inversión 100%


Sesión No. 391

Vendedores Con activo de generación y asignación de ENFICC

Sin activo de generación ni asignación de ENFICC

Flexibilización (%) 10% 100%

11.6. PRINCIPIOS

Las garantías que se utilicen para respaldar las operaciones en el Mercado Organizado Regulado (MOR) deberán cumplir con los siguientes principios:

• Cobertura de los conceptos de riesgo que surjan dentro de este mercado a cargo de los participantes del MOR.

• Preferencia para el Administrador del Mercado para obtener incondicionalmente y de manera inmediata el pago de la obligación garantizada en el momento de su ejecución.

• Otorgamiento de manera irrevocable e incondicional a la orden del Administrador del Mercado.

• Deben ser líquidas y fácilmente realizables en el momento en que deban hacerse efectivas.

Adicionalmente, las entidades emisoras de las garantías que se utilicen para respaldar las operaciones en el Mercado Organizado Regulado (MOR) deberán cumplir con los siguientes requisitos:

• Tener calificación de riesgo crediticio de la deuda de largo plazo o de fortaleza patrimonial de al menos A- (A menos o su equivalente) por parte de una Agencia Calificadora de Riesgo vigilada por la Superintendencia Financiera de Colombia o aquellas internacionales aceptadas en el régimen de inversión de los Fondos de Pensiones Obligatorias en Colombia.

• Pagar dentro de los tres (3) días hábiles siguientes a la fecha en que se realice el primer requerimiento.

• Pagar el valor de la garantía calculado en moneda nacional, el cual deberá ser exigible de acuerdo con la Ley colombiana.

• Pagar el valor total de la cobertura conforme con lo indicado en el respectivo reglamento que emita la CREG, es decir, el valor pagado debe ser neto, libre de cualquier tipo de deducción, depósito, comisión, encaje, impuesto, tasa, contribución, afectación, o retención por parte de la entidad otorgante y/o de las autoridades cambiarías, tributarias o de cualquier otra índole que pueda afectar el valor del desembolso de la garantía.

if• Renunciar a requerimientos judiciales, extrajudiciales o de cualquier otro tipo contra el

beneficiario.


Sesión No. 391

11.7. TIPOS DE GARANTÍAS ADMISIBLES

Para efectos de respaldar las obligaciones asociadas con el Mercado Organizado Regulado, se exigirán según sea el caso, las siguientes garantías a los diferentes participantes:

1. Garantía de seriedad de las ofertas, como requisito para participar en el MOR y como un respaldo para el mercado de que los compromisos adquiridos serán materializados. Los interesados deberán presentar al administrador de la subasta, como requisito previo para su participación, una garantía que cubra la obligación de entregar, en las fechas y condiciones requeridas en la regulación, las garantías exigidas a los agentes cuyas ofertas resulten adjudicadas en las subastas.

2. Garantía de cumplimiento de las obligaciones derivadas de los compromisos adquiridos como resultado de las subastas (riesgo de contraparte).

3. Cualquier otro evento que se derive de la operación del MOR.

En primer lugar se definen los principios y criterios que deben reunir las garantías que se utilicen en el MOR.

11.8. REGLAMENTO DE GARANTÍAS PARA EL MOR

La CREG, definirá el Reglamento de Garantías para el MOR, que deberá amparar las obligaciones de acuerdo con los principios establecidos en este Capítulo.

El Reglamento de Garantías para el MOR deberá contener, entre otros, los eventos a garantizar, los riesgos cubiertos, la metodología aplicable para la determinación de los montos a garantizar, los mecanismos de ajuste de las garantías si se requieren y el destino de los dineros resultantes de hacerlas efectivas.

11.9. CAPACIDAD DE LOS ESTABLECIMIENTOS DE CRÉDITO

De acuerdo a las cifras publicadas por la Superintendencia Financiera de Colombia, los establecimientos de crédito contaban con un patrimonio técnico cercano a los $19 billones en Agosto de 2008. Teniendo en cuenta la normatividad vigente, en la siguiente tabla se presenta el cupo de crédito que tendrían dichas entidades para otorgar créditos o garantías, el cual tiene un límite del 10% del patrimonio técnico cuando se garantizan con el patrimonio del deudor y del 25% del patrimonio técnico cuando las operaciones respectivas cuenten con garantías o seguridades admisibles13.

13 Decreto 2360 de 1993


Sesión No. 391

Millones de $

Código Entidad PatrimonioTécnico

Cupo de Crédito (1)Sn Garantía

RealCon Garantía

Real1 BANCO DE BOGOTA 2.449.185 244.919 612.2962 BANCO POPULAR S.A. 856.628 85.663 214.1576 BANCO SANTANDER COLOMBIA SA. 538.772 53.877 134.6937 BANCOLOMBIA SA. 5.015.745 501.574 1.253.9368 ABN AMRO BANK COLOMBIA SA. 110.880 11.088 27.7209 CITIBANK 852.347 85.235 213.087

10 HSBC 168.612 16.861 42.15312 SUDAMERIS COLOMBIA 344.451 34.445 86.11313 BBVA. 1.605.324 160.532 401.33114 CREDITO 774.789 77.479 193.69723 OCCIDENTE 1.030.858 103.086 257.71430 BCSC 597.891 59.789 149.47339 DAVIVIENDA SA. 2.428.915 242.892 607.22942 RED MULTIBANCA COLPATRIA SA. 814.061 81.406 203.51543 BANCO AGRARIO DE COLOMBIA SA. 749.137 74.914 187.28449 AV VILLAS 545.670 54.567 136.41751 PROCREDIT 57.528 5.753 14.382

TOTAL 18.940.792 1.894.079 4.735.198

y&D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR 70

Sesión No. 391

ANEXO 6.1 Manejo del Riesgo de Demanda

En este anexo se describe el análisis desarrollado acerca del efecto del riesgo de demanda; tanto para los usuarios regulados al comprar productos tipo pague lo contratado, como para los generadores al vender productos pague lo demandado.

/. Volatilidad esperada en la tarifa de los usuarios regulados si se cubren mediante contratos oaoue lo contratado

Supóngase que los usuarios regulados compran toda la energía que esperan demandar para un periodo futuro t (¿T-), mediante contratos pague lo contratado con un precio unitario de Pc.Sin embargo, en el momento t su demanda resulta ser igual a + &E. Por lo que, con unprecio en bolsa de Pt , la diferencia en el componente G por concepto del error de predicciónde la demanda estaría dada por:

¿ÍV x P¿ + AE x P*.AGr -- - — ^ ---- — - ¿>

r F . + AE c

_ A E x í P b - P c)= — —

E+ + AE

Y la variación porcentual del componente G seria:

AE x (Pb - pe) F» + AE

AGP ~P Pc

\ r - AE x ~ Pz)(F ;. + AE'i x P.

Ahora, si se toma que la tarifa cuando no se presentan errores de predicción es igual a:

J¿F=« Ts

Se tiene que el incremento porcentual de la tarifa es igual a:

A E x (Pb - Pc)

m ; = - E^ + ñ ERT

&D-077-08 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR 71

Sesión No, 391

¿E \ . ' Pb - p , ) x 'r.* Tp i f . + ZEj X F-

Si se realizan los siguientes reemplazos:

lé = —^ Error porcentual de predicción.

' Diferencia porcentual entre el precio de bolsa y el precio del contrato.

Se tiene que las expresiones del incremento porcentual del componente G y de la tarifa quedan reducidas a:

AGp — l s x

ATp = x I p x Ts

En las siguientes gráficas se observan los valores del incremento en el componente G y en la tarifa para varios valores del error porcentual de predicción y para la diferencia porcentualentre le precio de bolsa y el precio del contrato

increm ento def com ponente G F(Lp,le)

4G9í

20%

m100%

10% 200%

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% í& % 20%

Error de predicción (le)


Sesión No, 391

Incremento de la tarifa Tg = 30%

14%

12%

10%

8% 20%

50}1G0%

2%

0%

Error de predicción (le J

Nótese que aun en situaciones en donde se presente un error de predicción de 10% y unos precios de bolsa muy superiores al precio del contrato, como en el caso en que 7? = 200% (p.e.

PB=300$/kWh, PC=100$/kWh), las variaciones en la tarifa no llegan a ser superiores al 6%(7^=30%).

De lo anterior se deduce que para los usuarios regulados, el hecho de cubrirse mediante contratos pague lo contratado no supone un gran riesgo de precio. Dado que aun en situaciones en las que coincidan precios muy altos en la bolsa y porcentajes de exposición relativamente altos, los incrementos en la tarifa no serán abruptos.

Ü. Riesgo para ios generadores de vender productos pague lo demandado

Supóngase un generador cuya máxima capacidad de generación es £%-.*. Este vende uncontrato pague lo demandado para el periodo t, con la expectativa que la demanda de su cliente en el periodo será igual a

Sin embargo, la demanda del cliente en el periodo t termina siendo + AE. En este caso, ysuponiendo que el generador genera la diferencia entre los Ingresos real y porcentualdel generador por concepto del error de predicción en la demanda, estaría dada por la siguiente expresión:

A)r - A E x (P. - P*)

Donde:

Pj Precio del contrato.

D-D77-D8 MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR 73

Sesión Na. 391

P& Precio de bolsa.

Tomando la variable R, como la relación entre el precio del contrato Pc y los costos variables de generación C.,

i?c Cv-

Se tiene que la diferencia porcentual en las ganancias del generador por concepto del error de predicción, esta dada por la siguiente expresión:

AE X (Pr - Pb ip ~ t 1

Pr * ̂1 ~ -p- J

Realizando los siguientes reemplazos

/. = Error porcentual de predicción.Ejnax

Diferencia porcentual entre el precio de bolsa y el precio del contrato.

Se tiene que los incrementos porcentuales del ingreso y de las ganancias son:

M p = - h ^ l p

- I e x ÜG. = —

í1En las siguientes gráficas se muestran los valores para AI?, para diferentes valores de 2P y

de 2^


Sesión No. 391

Incremento en los ingresos0^ 2% 4% 6% m 10% 12% 14% 16% 18% 20%.

s -1ST — - 20%

O -K* JcuE&>i -0c

-30%

ip

- 2 0 %

► 50%

100%

- 2 0 0 %

Error de predicción (le)

Incremento en las ganancias Re = 1 2 0 %

m S% 10% 12% 14% 16/í 18% 20%

Error de predicción (te)

En este caso se observa que en las ganancias del generador pueden ser afectadas en un muy alto porcentaje, por la coincidencia de un precio de bolsa alto y una demanda superior a la pronosticada. Ya que por ejemplo, para el caso de un error de predicción l é del 5% y unadiferencia porcentual entre el precio de la bolsa y el contrato / . de un 200%, las ganancias se

reducen en un 40% aprox. { f ' { = 3 20%).

En conclusión, es más eficiente que la demanda regulada asuma el riesgo de demanda y se cubra mediante contratos pague lo contratado, que pagar un precio superior en contratos pague lo demandado, para que los generadores sean quienes asuman este riesgo. La razón, es que como se observo, las coincidencias entre precios de bolsa altos y un porcentaje de la demanda no cubierto se traducen en incrementos en la tarifa relativamente pequeños. Mientras que en el caso de los generadores, una situación en donde la demanda sea mayor a la esperada y los precios de bolsa sean altos, conlleva a drásticas reducciones en las ganancias esperadas.


Sesión No. 391

ANEXO 6.2 Calculo de AP

Sobrecontratación Subcontratación

_____TARIFA = PC + A P

A P = siih x P . — P , Xstfb sabré P )sobre/

(E )\ de ium ichufo /

Donde

TARIFA Precio por kWh que van a pagar los usuarios.PC Precio por kWh del contrato comprado por la demanda regulada.AP Extra costo que paga la demanda por estar en algunas horas sobre y

subcontratado.E Cantidad de energía sub-contratada (expuesta a bolsa).

Pí-nb Precio promedio ponderado en bolsa de la energía sub-contratada (expuestabolsa).

V Cantidad de energía sobre-contratada.P Precio promedio ponderado en bolsa de la energía sobre-contratada.í? Total de la energía demandada por los usuarios regulados.

D-077-0S MERCADO ORGANIZADO PARA LA DEMANDA REGULADA - MOR

Sesión No. 391

ANEXO 7.1

Caso 1: La Demanda Real es mayor que la Demanda Proyectada

Cuando la demanda real es mayor que la demanda proyectada es necesario cubrir esta diferencia con compras en bolsa. Los riesgos que enfrenta la demanda dependerán del comportamiento de los precios de bolsa en relación con el precio de los contratos.

Las ganancias vienen dadas por el menor valor pagado por la demanda (proyectada) al precio de cierre de la subasta (Po) comparado con el que se hubiera obtenido de haber considerado la demanda real cuyo precio hubiese sido superior (P1),

Los costos de compra de energía son el equivalente a la cantidad de energía proyectada (Qp) al Precio de cierre de la subasta (Po) más las cantidades compradas (QR - QP) en el Mercado de corto plazo al precio de Bolsa (Pb).

El cuadro 1 muestra las ecuaciones de ganancias, costos y beneficios netos suponiendo una demanda inelástica.

Tabla 1Ganancias G = QP x P1 + (QR - QP) x P1

Costos C = QP x Po + (QR - QP) x Pb

Beneficios Netos G-C = QR (P1-Pb) - QP (Po-Pb)

Donde:

P1 . Precio esperadoPo : Precio de cierre de la subastaPb : Precio de BolsaQP : Demanda ProyectadaQR : Demanda Real

A continuación se presentará los diferentes casos en relación con el precio de bolsa,

i) Pb < Po

Cuando el Precio de Bolsa es menor que el Precio de Cierre de la subasta y las cantidades proyectadas menores a las reales, los usuarios tienen un beneficio neto positivo por haber comprado a menores precios tanto en bolsa como en contratos que el que hubiera resultado de haber comprado toda la energía en la subasta. La figura 1 muestra gráficamente mediante los cuadros señalados en color verde la ganancia neta de la demanda.


Sesión No, 391

Figura 1

Qp QR

G a n a n c ia

Costo

¡i) Po < Pb < P1

Si el Precio de Bolsa se encuentra entre el Precio de Cierre de la subasta y el precio esperado de la misma, los usuarios obtienen beneficios netos positivos, como se deriva de la siguiente figura:

Figura 2

Qp QRG anancia

iii)Pb > Po


Sesión No. 3S1

Si el Precio de Bolsa es mayor que el Precio de Cierre de la Subasta Pb > Po, los usuarios pueden obtener beneficios netos negativos o positivos. Los beneficios netos serán negativos si QR (P l-P b ) > QP (PO-Pb). Lo anterior, se observa en la figura 3.

Figura 3

P b

P1

Po

Q p QRG anancia

Costo

Caso 2. La Demanda Real es menor que la Demanda Proyectada

En este caso, las ganancias están dadas por las ventas en Bolsa del diferencial entre la energía proyectada y la real y los costos de compra se determinan como la demanda proyectada valorada al precio de cierre de la subasta. La tabla 2 muestra las ecuaciones en estos casos:

Pabla 2Ganancias G = (QP - QR) x Pb

Costos C = QP x Po

Beneficios Netos G-C = QP x (Pb-PO) - (QR x Pb)

i) Pb < Po:

Cuando el Precio de Bolsa es menor que el Precio de Cierre de la subasta y las cantidades proyectadas son superiores a las reales, los usuarios tienen un beneficio neto negativo por haber comprado toda la energía a un precio superior (Po) al que hubiese existido si se hubiera acertado con la proyección, (P1). Por otra parte, la venta de los excedentes en Bolsa (señalada en color verde) a un Precio menor que el de Cierre de la Subasta no logra compensar la pérdida a la que se enfrenta la demanda. La figura 4 muestra gráficamente la pérdida para el usuario.


Sesión No. 391

Figura 4

to •

QR QpG anancia

ii) Po < P b < P1

Si el Precio de Bolsa se encuentra entre el Precio de Cierre de la subasta y el precio esperado de la misma, los usuarios obtienen beneficios netos negativos, pues las ventas en bolsa (señalado en color verde) no alcanzan a compensar las compras realizadas en la subasta, como se deriva de la siguiente figura:

Figura 5

POPbP1

QR QpGanancia

iii) Pb > Po


Sesión No. 391

Si el Precio de Bolsa es mayor que el Precio de Cierre de la Subasta Pb > Po, los usuarios pueden obtener beneficios netos positivos o negativos en función de la diferencia entre estos precios. La siguiente gráfica muestra el caso de un beneficio neto positivo.

Figura 6

Pb

Po

P1

---------------

G

é

QR Qp

G anancia

La tabla 3 muestra un resumen de lo anteriormente analizado:

Tabla 3- Resumen de Resultados en el Análisis de Riesgo de Demanda

Caso Pb < Po Po < Pb < P1 Pb > Po

Caso 1

QR > Qp QR-Qp > 0

Ganancias (G) Ganancias (G) P / G

Caso 2

QR < Qp QR-Qp < 0

Pérdidas (P) Pérdidas (P) P / G


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