Medellín, agosto 15 de 2013 - xm.com.co · Medellín, agosto 15 de 2013 • El papel de la demanda en Colombia, representada por los comercializadores, cada vez tiende a ser más

Medellín, agosto 15 de 2013


OPCIONES PARA LA PARTICIPACIÓN

ACTIVA DE LA DEMANDA EN COLOMBIA

SEMINARIO MERCADOS DE ENERGIA

Medellin, agosto 15 de 2013


• Llamar la atención sobre los puntos de la

regulación de Colombia que deberían

revisarse para la implementación de mercados

de más corto plazo y de opciones de

respuesta de la demanda.

OBJETIVO


• El papel de la demanda en Colombia, representada por los

comercializadores, cada vez tiende a ser más pasivo:

PAPEL DE LA DEMANDA EN COLOMBIA

MERCADO ROL DE LA DEMANDA

ACTUAL FUTURO

Bolsa de Energía Pasivo

Confiabilidad Pasivo

Contratos LP Activo Pasivo


MODELO DE COMERCIALIZACIÓN VIGENTE

EN COLOMBIA

UR

GCDT

C

UNR

GCD GC

DC GCD

UNR UNR

GC GCDT GCD

C

UR

GC

UNR

DC

UR UR UR

GCD

Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos)

Mercado competitivo Mercado Regulado

C: Comercializador

DC: Distribuidor – Comercializador

GC: Generador – Comercializador

GCD: Generador – Comercializador – Distribuidor

GCDT: Generador – Comercializador – Distribuidor – Transmisor

UNR: Usuario No Regulado

UR: Usuario Regulado

Fu

en

te C

RE

G


• CREG

• SSPD

• FONDO SOLIDARIDAD

COMERCIALIZACIÓN • Cara al cliente final

• Contrato de servicios públicos

• CU por mercado

GENERACIÓN

CLIENTES

OPERACIÓN Y

ADMINISTRACIÓN

DEL MERCADO TRANSPORTE

ROL DEL COMERCIALIZADOR


ESQUEMA ACTUAL DE RESPUESTA A LA

DEMANDA

DDV Cantidad de demanda de energía reducida en un día (kWh-día) por parte de

un comercializador.

Valor pactado entre

generador y

comercializador

Valor estimado de

acuerdo a metodología

regulada

Menor OEF del generador que

paga por la DDV

VENDEDORES

Comercializadores en representación de un

usuario o un grupo de usuarios


POTENCIAL DE DDV

• En el 2009 se preguntó a los empresarios si se

cuenta con (autoproducción): Base = 145

El 77.93%, la mayoría de los encuestados, tiene algún tipo de autoproducción de

energía.

Su empresa cuenta con: Número de usuarios %

Planta de Emergencia (PE) 103 71,03

Ninguna 28 19,31

Autogeneración 4 2,76

NR 4 2,76

Autogeneración y PE 2 1,38

Cogeneración 2 1,38

Cogeneración y PE 2 1,3871,03

19,31

2,76

2,76 1,38 1,38 1,38

Porcentaje de usuarios con autoproducción

PE

Ninguna

Autogeneración

N.R

Autogeneración y PE

Cogeneración

Cogeneración y PE


CAPACIDAD INSTALADA (2009)

• Capacidad instalada del sistema de

autoproducción en kilovatios: Base =

107

El proceso de autoproducción de energía con mayor capacidad instalada es la

cogeneración con 234.090 kilovatios.

Proceso autoprouctivo Capacidad instalada %

Autogeneración 83.300 18,48

Cogeneración 234.090 51,94

Planta de emergencia 133.329 29,58

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

Autogeneración Cogeneración Planta de emergencia

Cap

acid

ad i

nst

alad

a

Tipo de proceso autoproductivo

Capacidad instalada por tipo de proceso autoproductivo

18%

52%

30%

Porcentaje de capacidad instalada por tipo de proceso autoproductivo

Autogeneración

Cogeneración

Planta de emergencia


USO DE COMBUSTIBLES (2009)

• Tipo de combustible del sistema de

autoproducción: Base =

109

Las plantas de emergencia son las que mayor cantidad de combustibles pueden

utilizar, siendo el más común el ACPM, mientras que para la autogeneración y la

cogeneración el combustible más usado es el gas.

Autogeneración No. de Usuarios %

Carbón 1 25

Gas 3 75

Cogeneración No. de Usuarios %

Carbón 1 25

Gas 3 75

Planta de Emergencia No. de Usuarios %

ACPM 85 84,16

Diesel 13 12,87

Carbón 1 0,99

Gas 1 0,99

Gasolina 1 0,99

84,16

12,87

0,99 0,99 0,99

Porcentaje de uso de combustible en plantas de emergencia

ACPM

Diesel

Carbón

Gas

Gasolina


EXCEDENTES DISPONIBLES (2009)

• Puede su proceso autoproductivo generar

excedentes de energía para entregar al sistema:

Base =

119

La mayoría de los encuestados no tiene excedentes de energía para entregar al

sistema, los 16.620 kilovatios disponibles pueden ser entregados por 10

empresas.

Excedentes de energía No. de Usuarios %

No 98 82,35

NR 11 9,25

Sí 10 8,40

82,35

9,25

8,40

Porcentaje de usuarios con excedentes de energía para entregar al sistema

No

NR

Sí

Capacidad disponible para

entregar al sistema en kilovatios:

16.620.


Y PARA EL 2010?

En 2009 y 2010 se realizó la misma encuesta a empresarios del país (ASOCODIS-ANDI-CAC-SSPD). Para el 2010, el Consumo de energía promedio en kilovatios hora de los encuestados fue:

Consumo KWH Número de usuarios %

0 - 55.000 6 3,24%

55.000 - 500.000 116 62,70%

> 500.000 63 34,05%

Base = 185


AUTOGENERACIÓN (2010)

A la pregunta: ¿Ha generado en el último año y por qué? Respondieron:

Dentro del motivo “otros”, resaltan los cortes de energía y las fallas en

el suministro.

Base = 185

Generó el último año No. de Usuarios %

Sí 79 42,70%

NR 55 29,73%

No 51 27,57%

Motivo para generar No. de Usuarios %

Otro 43 54,43%

Mantenimiento acometida 21 26,58%

Calidad 8 10,13%

Precio 7 8,86%

Base = 79


PROGRAMAS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA

La planta tiene implementados programas de Uso Eficiente de Energía y desde

cuando:

URE No. de Usuarios %

Sí 125 65,57%

No 60 32,43%

Base = 185

Tiempo No. de Usuarios %

Menos de un año 19 15,20%

Entre 1 y 2 años 26 20,80%

Entre 2 y 3 años 31 24,80%

Entre 3 y 5 años 20 16,00%

Entre 5 y 10 años 22 17,60%

Más de 10 años 7 5,60%

Base = 125


¿Y LA SEÑAL TARIFARIA?

CU Estructura tarifaria base para ambos mercados – MR y UNR

Cargos regulados (T, D,

R, C)

Se ha eliminado la

señal horaria

Compra de energía

UNR con señal horaria

USUARIOS FINALES


INFORMACIÓN DE TARIFAS DEL MERCADO

SUI

USUARIOS FINALES COMERCIALIZADORES

Informes Res.

135/97

¿Información

pública?

ASIC


IMPACTO EN COLOMBIA

• Es necesario mejorar la calidad de la información:

– Conocer realmente la demanda (para autogeneración

no se cuenta con la información real de demanda,

solamente se contabiliza lo que toman de la red).

• Permitiría mejorar la planeación del sistema

• Conocer realmente la oferta de respuesta a la demanda

– ¿Cuál es el verdadero potencial de respuesta de la

demanda?

– Mejorar el reporte de información de contratos con

UNR al ASIC, para así contar con información más

precisa de los precios del mercado.


IMPACTO EN COLOMBIA

Se ha propuesto en PL reciente, que los usuarios puedan

vender los excedentes de autogeneración a la red, y que el

Comercializador tendría que comprarlos a precio de Bolsa.

– ¿Por qué un comercializador se vería obligado a comprar

energía a precio de Bolsa, si está cubierto en contratos? En

precios de Bolsa bajos es bueno, pero ¿qué pasa cuando el

precio es alto?

– ¿Los usuarios que no acceden a esquemas de autogeneración

deben asumir los costos de los que sí lo hacen? ¿O deben

hacerlo los comercializadores?

– ¿Cuál sería el esquema para cálculo de tarifas sin afectar a

empresas y/o usuarios?

– ¿Cómo se afectarían los cargos por uso de redes ante la

masificación de estas tecnologías?


IMPACTO EN COLOMBIA

Además de conocer la información de los autogeneradores, el

sistema debe establecer criterios claros para ser considerados

como tales:

– Capacidad de excedentes v.s. Consumo total (por ejemplo)

– Tipos de tecnologías que podrían ser considerados

autogeneradores

– Condiciones para la venta de excedentes (a través de un

comercializador, pero sin garantía de precio)

– Sistemas de medición a utilizar y reporte de información al

mercado (consumo propio y excedentes)

– Pago de respaldo para garantizar acceso al mismo ante

fluctuaciones en la generación

– Calidad del servicio a entregar a la red


IMPACTO EN COLOMBIA

¿Y si la demanda (usuarios) participa en mercados intradiarios?

– ¿Cómo se haría la interacción entre la Bolsa y los usuarios?

– ¿Quién “ofrece” el contrato se servicios públicos?

– ¿Quién factura cargos adicionales a los usuarios finales?

– ¿Como se registran las ventas de los Usuarios finales?

– ¿Cómo se establecerían las señales para los usuarios a fin de

establecer la posibilidad de ajustes en el corto plazo en la

demanda?


IMPACTO EN COLOMBIA

• Se requiere implementar en la regulación la posibilidad del

mercado intradiario definiendo los períodos en los cuales los

ajustes podrían ser realizados. Así mismo, se requiere definir

las causas para tener la posibilidad de realizar ajustes.

• Estos ajustes deberán hacerse coherentes con las actuales

causales de redespacho.

• Los agentes generadores y comercializadores deberán tener

la posibilidad de realizar ofertas de venta y compra en los

mercados diarios e intradiarios. Así mismo, deberá ser

posible realizar múltiples ofertas para una determinada hora

• De acuerdo con esto la demanda se volvería activa a través

de los comercializadores, y los usuarios finales participarían a

través de estos


IMPACTO EN COLOMBIA

• La definición del precio final de la energía deberá ser

modificado por una combinación entre los resultados del

mercado diario e intradiario. Adicionalmente, definir el precio

de todas las transacciones del Mercado. Debe eliminarse la

posibilidad de manipulación de precios en ambos mercados.

• Revisar los esquemas de transferencia de precios del corto

plazo a la tarifa al usuario final (CU), bajo estos esquemas, y

los efectos sobre grupos de usuarios que participan

activamente en el mercado a través del comercializador

• Deberá definirse como entraría en este esquema las TIES y

la demanda internacional


Gracias

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