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Manual Para el Cálculo del

CSC, CTC y el PCAP/GSA

Segunda actualización

Mayo 2012

Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Transacciones del Mercado

Contenido

Introducción 1

1. Cálculo de Reconciliaciones. 1

1.1. Definición de Reconciliación 1

1.2. Cálculo del precio de reconciliación positiva para generadores térmicos. 3

2. Cálculo del CSC. 4

2.1. CSCReportado agente 4

2.2. CSCMáximo regulado 8

2.3. Ejemplo para el cálculo del CSC 11

3. Cálculo del CTC. 20

3.1. CTCReportado Agente e Impuestos 21

3.2. CTCMáximo regulado 21

3.2.1. CTCMáximo regulado Para PROMIGAS 24

3.2.2. CTCMáximo regulado Para TGI 27

3.2.3. CTCMáximo regulado Para TRANSORIENTE 29

3.3. Ejemplo Cálculo del CTC. 30

4. Cálculo del PCAP/GSA. 37

4.1. PCAP 37

4.2. GSA 38

4.3. Ejemplo para el cálculo del PCAP/GSA 39

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Introducción

En este manual se explicará paso a paso como se calculan las componentes CSC (Costo Suministro de Combustible), CTC (Costo de Transporte de Combustible) y el PCAP/GSA (Costo de Arranque y Parada / Generación de Seguridad Fuera de Mérito), variables necesarias para el cálculo del precio de reconciliación positiva para plantas térmicas, de acuerdo con lo establecido en las resoluciones CREG 034 – 2001, CREG 038 – 2001, CREG 094 – 2001, CREG 084 - 2005, CREG 141 – 2010 y CREG 121 – 2010.

1. Cálculo de Reconciliaciones.

1.1. Definición de Reconciliación

La generación real en Colombia se remunera bajo tres esquemas: La bolsa de energía, los contratos celebrados y las reconciliaciones, cada esquema tiene asociado un precio diferente, la primera el precio de bolsa, la segunda el precio de contratos y la tercera el precio de reconciliación, el último precio es diferente para los recursos de generación que prestan el servicio de AGC con respecto a los recursos que no prestan el respectivo servicio.

En este manual nos centraremos en los recursos que no prestan servicio de AGC. En la Fig. 1 se aprecia la división de la remuneración de la generación real en el esquema del mercado eléctrico Colombiano.

Fig. 1. Esquema de remuneración de la Generación Real en Colombia para recursos de generación

que no prestan el servicio de AGC

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Manual Para el Cálculo del CST, CTC y CAP/GSA

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Teniendo en cuenta la Fig. 1, las reconciliaciones de los recursos que no prestan el servicio de AGC, se dividen en reconciliaciones positivas y negativas que se remuneran con diferente precio (precio de reconciliación), la primera tiene en cuenta si la planta es térmica o hidráulica y la segunda tiene un precio único para todos los recursos de generación del país, igual al Máximo Precio Ofertado – MPO que cubrió la demanda nacional en un periodo determinado.

Este documento se centrará en tres términos que son relacionados en el precio de reconciliación positiva para las plantas térmicas resaltado en la Fig. 1.

Luego de tener claro el alcance de esta manual, se define la magnitud de una reconciliación como la diferencia que se presenta entre la generación real y la generación ideal de una planta o recurso de generación para un periodo del día determinado.

Dentro de las reconciliaciones se tienen dos metodologías de cálculo, la reconciliación negativa que hace referencia al dinero que debe devolver el generador, y la reconciliación positiva que es el dinero que recibe un generador fuera del esquema de bolsa, éstas se determinan dependiendo del signo de la magnitud de la reconciliación. La Fig. 2 ilustra la diferencia entre ellas.

Fig. 2. Diferencia entre reconciliación positiva y negativa

Las reconciliaciones se pagan a diferentes precios de reconciliación, en el momento existen cuatro precios diferentes para este concepto:

1. Precio de reconciliación positiva para recursos que prestan el servicio de AGC (CREG 064 – 2000 y CREG 051-2009)

2. Precio de reconciliación negativa para todos los recursos de generación del país (CREG 121 - 2010)

3. Precio de reconciliación positiva para generadores hidráulicos (CREG 034-2011 y CREG 036-2011).

4. Precio de reconciliación positiva para generadores térmicos (CREG 034-2011, CREG 084-2005, CREG 051-2009).

El objetivo de este manual está enfocado en el cálculo de la reconciliación positiva de los generadores térmicos, específicamente los conceptos: Costos Suministro de Combustible –

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CSC, Costo Transporte de Combustible – CTC y Precio de Arranque y Parada / Generación de seguridad Asociada – PCAP/GSA.

A continuación se especifica cada concepto por separado.

1.2. Cálculo del precio de reconciliación positiva para generadores térmicos.

Según la resolución CREG 051-2009 en su artículo 22, la fórmula de precio de reconciliación positiva de un generador térmico es:

([ ]

) Ó

(

)

Donde:

[ ]

En este documento se mostrará detalladamente cómo hacer el cálculo del CSC, CTC y PCAP/GSA

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2. Cálculo del CSC.

Es la parte variable del costo de suministro de combustible, expresado en $/kWh que es posible sustentar.

En el caso de generación con gas natural, el costo unitario de suministro de gas no podrá superar los precios máximos regulados para el gas natural colocado en punto de entrada al Sistema Nacional de Transporte, de acuerdo con lo establecido en la resolución CREG 023-2000.

Este límite no aplica para el gas natural proveniente de campos que tengan régimen de precio libre.

El caso de suministro de combustibles (CSC) podrá incluir los impuestos legalmente establecidos para los contratos de suministro y las pérdidas de gas natural conforme a lo establecido en la resolución CREG 071-1999 o en aquellas disposiciones que la complementen, modifiquen o sustituyan.

En el caso del carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable del transporte. Según la regulación vigente a la fecha.

El CSC se calcula con la siguiente fórmula.

[

] ( )

Donde:

[

] [ ⁄ ]

2.1. CSCReportado agente

Todos los generadores térmicos según la Resolución CREG 048 – 2002 deben declarar ante el ASIC, cada siete (7) días calendario, un único valor para las variables CSC y CTC (en $/MWh) por planta o unidad de generación, según el caso, asociados al combustible principal.

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Los agentes deben reportar un valor de CSC antes de las 9:30 a.m. del viernes anterior a la semana de aplicación del CSC reportado, Este valor es vigente para cada semana desde el sábado hasta el viernes siguiente. En caso de no declararse, se utiliza el último disponible para dicha variable y si no existe un valor previo se asumirá como cero. Para clarificar las fechas se presenta la Fig. 3

Fig. 3. Fechas para el reporte CSC, CTS, etc.

Opcionalmente podrán declarar los costos asociados con el combustible alterno, caso en el cual, la declaración de estas variables se hará en la misma forma como se declaran para el combustible principal.

Los agentes suministran esta información en un archivo plano que copian en la ruta: \\cndras01\usuarios\NombreAgente\SIC\medidas\AAAA-MM

Donde:

Nombre del Agente: Corresponde al código SIC del agente que se está analizando

AAAA-MM: Corresponde al año y mes que se necesite

Para clarificar el procedimiento presentamos un ejemplo práctico para un recurso de generación XXX1, que pertenece a un agente ABCG, y va a reportar los costos de Combustibles para la semana del sábado 5 de febrero de 2011 al viernes 11 de febrero del mismo año, el reporte lo debe hacer antes de las 9:30 horas del día viernes 4 de Febrero.

Para hacer el reporte semanal, el agente debe ingresar a la ruta que le pertenece, teniendo en cuenta la fecha correspondiente, para nuestro caso la ruta de acceso es la siguiente: \\cndras01\usuarios\ABCG\SIC\medidas\2011-03, cuando se accede a esta ruta se encontrarán diferentes archivos como se ilustra en la Fig. 4, uno de ellos es el CSCSEMMDD.txt

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Fig. 4. Archivos de los Agentes

En los archivos de tipo CSTSEMMDD.txt podemos encontrar los datos reportados por un agente con respecto al CSC ($/MBTU) y CTC ($/MBTU) semanalmente, además se encuentran las pérdidas e impuestos legalmente establecidos (en $/MBTU) para los contratos de suministro y transporte de gas natural.

Los registros de este archivo tienen la siguiente estructura

CODIGO_SIC_PLANTA; COMB; TECN; CSCO; CTCO; PERD; IMCS; IMCT

Donde:

CODIGO_SIC_PLANTA: El código del recurso de generación asignado por el SIC

COMB: Código del combustible, mostrados en la Tabla 1

Tabla 1. Código del combustible

Tipo de combustible Código con el que se debe reportar

PRINCIPAL PPAL

ACPM – DIESEL (FUEL OIL 2) ACPM

CARBÓN CARB

GAS GASN

DIESEL MARINO DIMA

FUEL OIL (FUEL OIL 6) FOIL

QUEROSENE (FUEL OIL 1) QUER

BIOMASA BIOM

BAGAZO BAGA

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TECN: Tecnología de la planta, mostradas en la Tabla 2

Tabla 2. Código de tecnología de la planta

Código Tipo de planta

TG Térmica a gas natural

TC Térmica a carbón

TO Térmica que usa otros combustibles

CSCO: Valor del CSC reportado sin considerar los impuestos ni las pérdidas para el caso del gas natural, en $/MBTU. Para las plantas que operan con tecnología diferente a gas natural se debe enviar este concepto sin descontarle los impuestos y las perdidas. Además se debe tener en cuenta que la resolución CREG 084-2005 establece “En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable de transporte”, es decir que el CTC deber ser igual a cero.

CTCO: Valor del CTC reportado sin considerar los impuestos ni las pérdidas para el caso del gas natural, en $/MBTU. Para las plantas que operan con tecnología diferente a gas natural se debe enviar este concepto sin descontarle los impuestos y las perdidas. Además se debe tener en cuenta que la resolución CREG 084-2005 establece “En el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CSC incluye el costo variable de transporte”, es decir que el CTC deber ser igual a cero.

PERD: Valor de las pérdidas de gas natural a las que hace referencia la resolución CREG 094 de 2001 en $/MBTU

IMCS: Valor de los impuestos legalmente establecidos para los contratos de suministro de gas natural, en $/MBTU.

IMCT: Valor de los impuestos o gravámenes legalmente establecidos para el trasporte de gas natural, en $/MBTU.

Teniendo en cuenta que la publicación de estos archivos es semanal; para revisar el CSC, CTC y las demás variables para el día 11 de Febrero de 2011, debemos observar el archivo CSTSEMMDD.txt de la semana que contenga este día, (por lo tanto el archivo será el publicado por el agente antes de las 9:30 horas del día viernes 4 de febrero) que para nuestro ejemplo será CSTSE0205.txt, publicado el vienes 4 de Febrero del mismo año a las 08:07 horas como se ilustró en la Fig. 4

Ahora bien, si ingresamos a un archivo tipo CSTSEMMDD.txt, podemos tener acceso a los valores reportados de CSC, pérdidas e impuestos para el curso de generación XXX1, como se muestra en la Fig. 5

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Fig. 5. Esquema del archivo CSTSEMMDD.txt

La información necesaria para el cálculo del costo de suministro de combustible para las plantas térmicas tomado de este archivo es:

[

]

[

]

[

]

Es de anotar que este es un caso particular, no implica que los impuestos asociados al CSC sean siempre cero.

2.2. CSCMáximo regulado

Para el cálculo de CSC regulado se deben tener en cuenta dos grupos de plantas térmicas, que depende del pozo que usan para su generación.

1. Térmicas con Gas Opón: En este grupo en el momento se encuentra únicamente Termo- Valle, con vigencia semestral de Enero – Junio y de Julio – Diciembre

2. Térmicas con Gas Guajira: En este grupo están todas las plantas térmicas menos Termo- Valle, que a la fecha se encuentran en operación en el SIN: Termo – Cartagena, Merieléctrica, Proeléctrica, Termo – Barranquilla, Tebsa, Termo – Candelaria, Termo – Dorada, Termoemcali, Termo – Flores, Termo – Guajira, Termo – Centro y Termo – Sierra. Con vigencia semestral de Febrero – Julio y de Agosto – Enero.

El parámetro de inicio de los costos regulados se da en la resolución CREG 023 – 2000 en el artículo 3, donde se establece lo siguiente:

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a) Para el Gas Natural Libre producido en los campos de la Guajira, de que trata la Resolución 039 – 1975, expedida por la Comisión de Precios del Petróleo y del Gas Natural del Ministerio de Minas y Petróleos, se aplicará como Precio Máximo Regulado, el fijado en dicha Resolución que esté vigente.

b) Para el Gas Natural Libre del campo de Opón se mantiene el Precio Máximo Regulado del que trata la Resolución 061 – 1983 del Ministerio de Minas y Energía, que esté vigente.

Conforme a lo establecido en las resoluciones CREG 119 – 2005 y CREG 199 – 2011 la actualización de los precios máximos regulados en dólares por millón de BTU, para el gas natural colocado en los puntos de entrada a los sistemas de transporte, serán los siguientes:

Para el gas natural libre producido en los campos de la Guajira y Opón, el precio máximo regulado, será el que se resulte de aplicar la siguiente fórmula.

Ecuación 1. Actualización del CSC

Donde:

( ) [

]

( )

( )

( )

Para efectos de la aplicación de la fórmula anterior se tendrá en cuenta lo siguiente:

a) Para el del gas natural producido en los campos de la Guajira, el cambio de

semestre será el 1 de febrero y el 1 de agosto de cada año. Para el del gas natural producido en los campos de Opón, el cambio de semestre será el 1 de enero y el 1 de julio de cada año.

b) El que se utilizará para dar aplicación a la fórmula anterior por primera vez,

después de la entrada en vigencia de la resolución CREG 119 – 2005, será el último precio calculado con base en la Resoluciones 039 – 1975 y 061 – 1983 del Ministerio

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de Minas y Energía para el gas natural producido en los campos de la Guajira y Opón respectivamente.

c) El que se obtiene con la aplicación de la fórmula se expresará con cuatro (4)

cifras significativas, redondeando la cuarta cifra decimal con base en la quinta, es decir, si la quinta cifra decimal es menor o igual que 5, la cuarta se mantiene igual, mientras que si es mayor que 5, la cuarta cifra decimal se incrementará a la siguiente unidad.

Para obtener el valor del CSC regulado aplicable a la planta se puede ingresar al archivo TOTALDIAMMDD.txt en el concepto CSCC: Costo de suministro de combustible máximo regulado en USD/kPC o USD/MBTU. Como se puede apreciar en la Fig. 6

Fig. 6. Archivo TOTALDIA para tomar el CSCC

Teniendo en cuenta la información suministrada en este archivo, se tiene el Costo de suministro de combustible máximo regulado para el cálculo del precio de reconciliación positiva de las plantas térmicas será:

Luego exponer la manera de reproducir el CSC presente en el cálculo del precio de reconciliación positiva para las plantas térmicas, se presenta un ejemplo numérico para facilitar su comprensión.

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2.3. Ejemplo para el cálculo del CSC

Teniendo en cuenta el caso particular que estamos trabajando sobre el agente ABCG, presentaremos la manera de reproducir el CSC para el recurso de generación XXX1, el día 11 de Febrero de 2011

Primero recordemos que la fórmula para hallar el CSC es:

[

] ( )

Ecuación 2. Costo Suministro de Combustible

Ahora, el , se toman de la información suministrada por el

agente en el archivo CSCTSE0205, como se ilustró en la Fig. 5 .

En primer lugar, tomaremos la información suministrada por el agente para la planta XXX1 que utiliza como combustible gas natural, luego se analizará el procedimiento que se debe realizar cuando el combustible utilizado para generar es diferente al gas natural.

[

]

[

]

[

]

Según la Ecuación 2 sólo faltaría calcular el , que tiene relación con el del semestre anterior y se actualiza con la Ecuación 1

Teniendo en cuenta el archivo TOTALDIA0211.txt correspondiente al 02 de Febrero de 2011 se puede tener el costo de suministro de combustible máximo regulado actualizado.

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Ahora, como las unidades son diferentes en cuanto al valor de moneda de referencia, se debe realizar la conversión correspondiente de dólares americanos a pesos colombianos y así encontrar el primer término de la ecuación correspondiente al CSC. (Ecuación 2)

Donde:

*

*Después del mes de operación, el agente tiene la posibilidad de enviar la TRM que desea utilizar para este último cálculo; el plazo para enviar dicha información es hasta el octavo día calendario del mes siguiente al de la operación, y si esta información no es enviada por el agente, el ASIC tomará la del quinto día hábil del mes siguiente al mes de la operación para realizar los respectivos cálculos (Res CREG 094 – 2001).

Si el agente envía dicha información, la TRM empleada para los cálculos será la que corresponda a la menor fecha entre el 5 día hábil del mes siguiente al de operación y la reportada por el agente.

Para clarificar este término se presenta la Fig. 7

Fig. 7. Presentación de la TRM para CSC y CTC

El archivo donde el agente informa la fecha que desea que tengan en cuenta para tomar la TRM, se llama CSTMEMM.txt y la forma de presentar dicha información se ilustra en la Fig. 8.

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Fig. 8. Documento para publicar TRM para el cálculo de CSC y CTC

Es decir el agente quiere que la TRM utilizada para el CSC y CTC corresponda a la certificada por la superintendencia bancaria para el día 28 de febrero de 2011.

La primera fecha presentada en el archivo corresponde con la TRM para convertir a pesos (COP) el CSCMAX REGULADO; la segunda fecha corresponde con la TRM para convertir a pesos (COP) el CTCMAX REGULADO

Por último la TRM que se usa en definitiva para el CSC y CTC es publicada en el archivo TOTALDIA.txt en el concepto TRCS, para las diferentes versiones de la liquidación tal como se ilustra en la Fig. 9.

Como la fecha escogida por el agente corresponde al 28 de febrero de 2011, y esta fecha es menor al 07 de Marzo (5 día hábil del mes siguiente al de la operación), se tomará un valor de 1895.56 $/USD que corresponde a la TRM publicada por el banco de la república para la fecha menor (28 de febrero de 2011).

Fig. 9. Archivo para visualizar TRM del CSC y CTC

Con esta información podemos hallar entonces el CSC regulado en pesos.

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Luego se toma el ( ), es decir ( )

Hasta el momento tenemos toda la información necesaria para reproducir el CSC para planta XXX1 del Agente ABCG para el día 11 de Febrero de 2011

[

] ( )

[

] [

]

[

]

Ecuación 3. CSC del ejemplo

Luego de analizar el proceso para las plantas que utilizan como combustible el gas natural, se explicará el procedimiento para los otros tipos de combustibles.

La regulación establece que para otros combustibles diferentes al gas natural el CSC será el reportado por el agente, en ese orden de ideas el CSC que se tiene en cuenta para el cálculo de la reconciliación positiva de las plantas térmicas que no utilizan gas natural será el que se tiene en el archivo CSTSE0211, mostrado en la Fig. 5.

[

]

[

]

[

]

[

]

[

] [

] [

]

[

]

Los valores encontrados hasta el momento corresponden al CSC para el recurso en un día en $/MBTU, sin embargo, para la liquidación de los conceptos del mercado es necesario que el valor del CSC se encuentre en $/kWh. Para ello sólo se tendrán en cuenta los periodos del día donde el

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recurso reconcilia positivo, es decir, la porción del consumo de MBTU que se encuentren fuera de mérito.

Se hace el cálculo teniendo en cuenta el combustible principal y luego el combustible alterno, al final los resultados se suman y obtiene el valor definitivo del CSC. El procedimiento es el siguiente:

( )

Donde:

∑ ( )

∑ ( )

La generación real (GREA) y la generación ideal total (GITU) se toma del archivo GRIPMMDD, correspondiente a la versión de la liquidación que se desea revisar, como se ilustra en la Fig. 10.

Fig. 10. Información de Generación en el GRIPMMDD

Luego.

Debemos separar los cálculos correspondientes a las plantas con combustible tipo gas natural y las plantas con otro tipo de combustibles para luego sumarlas y hallar el valor total.

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Primero analizaremos el gas natural.

( )

( )

Por otra parte.

Los los reporta el agente en el archivo llamado COMBMMDD.txt, que contiene información sobre el combustible utilizado y la cantidad necesaria para la operación del día correspondiente. La estructura del archivo ilustra en la Fig. 11

Fig. 11. Archivo medidas de combustible

La información contenida en este archivo es la siguiente:

CODIGO_SIC_PLANTA;PPAL;TIPO; ConsumoPh01; ConsumoPh01; ….; ConsumoPh24;

CODIGO_SIC_PLANTA;ALTE;TIPO; ConsumoAh01; ConsumoAh01; ….; ConsumoAh24;

CODIGO_SIC_PLANTA;ARRANQCA; MBTUAh01; MBTUAh01; ….; MBTUAh24;

Donde:

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CODIGO_SIC_PLANTA: Es el código SIC asignado a cada planta de generación.

PPAL: Es el registro donde se reportan los MBTU de combustible principal

ALTE: Es el registro donde se reportan los MBTU de combustible alterno

TIPO: Hace referencia al tipo de combustible utilizado como principal o alterno según sea el caso (ver Tabla 1)

ConsumoPh01: Se debe reemplazar por el consumo de combustible Principal en MBTU correspondiente a la hora 01. De igual manera para el resto de los periodos del día.

ConsumoAh01: Se debe reemplazar por el consumo de combustible Alterno en MBTU correspondiente a la hora 01. De igual manera para el resto de los periodos del día.

ARRANQCA: Es el registro donde se reportan los MBTU utilizados durante el procedo de arranque con combustible alterno (perdió vigencia con la Res CREG 141 de 2009)

Hasta el momento tenemos toda la información necesaria para hallar el CSC utilizado para el cobro de reconciliación positiva para las plantas térmicas, teniendo en cuenta el ejemplo trabajado, el agente ABCG que tiene la planta XXX1, utilizó solamente gas natural en su producción, por lo tanto el costo de suministro de combustible expresado en $/MBTU será solamente el del principal.

Para clarificar el procedimiento lo realizaremos paso por paso para el primer periodo del día, este proceso se repite para todos los periodos donde exista magnitud de reconciliación positiva.

[

] (Ver Ecuación 3),

Los MBTU reportados por el agente para cada periodo del día se toman del archivo COMBDDMM (Fig. 11)

La generación real y la generación ideal para cada periodo del día se toman del archivo GRIPMMDD (Fig. 10)

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La magnitud de reconciliación positiva es la diferencia entre la generación real y la generación ideal (Teniendo en cuenta que esta diferencia tiene signo positivo).

| |

| | ( )

Los MBTU fuera de mérito son calculados con una regla de tres simple entre los MBTU reportados por el agente, la generación real y la Magnitud de reconciliación positiva.

| |

Por último el costo de los MBTU fuera de mérito será el producto entre los MBTU fuera de mérito y el costo de un MBTU en $/MBTU, este resultado está en pesos colombianos.

Este proceso se repite para cada uno de los periodos del día, donde exista magnitud de reconciliación positiva.

De igual forma se calcula el Costo de los MBTU fuera de mérito de cada periodo del día para el combustible alterno y el resultado en pesos ($) se suma con el calculado con el combustible principal.

Es muy importante tener en cuenta que la liquidación es horaria, Los resultados para el cálculo con el combustible principal se resumen en la Tabla 3, donde aparece sólo hasta el periodo 14, sin embargo el procedimiento se debe hacer para todos los periodos donde aplique dicho proceso.

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Tabla 3. Resumen de Datos para el hallar el CSC en $/kWh

P1 … P7 P8 P9 P10 P11 P12 P13 P14 …

Costo de un MBTU ($/MBTU)

8270.0520

MBTU Horarios Reportados por el Agente

575.77 … 416.70 644.22 724.25 736.44 734.66 735.10 734.66 734.88

Generación Real (kWh) 21501.82 … 11805.53 27886.01 40143.61 66220.00 66060.00 66100.00 66060.00 66080.00

Generación Ideal (kWh) 14000.00 … 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Magnitud de Reconciliación Positiva

7501.82 … 11805.53 27886.01 40143.61 66220.00 66060.00 66100.00 66060.00 66080.00

MBTU Horarios Fuera de Mérito

200.88 … 416.70 644.22 724.25 736.44 734.66 735.10 734.66 734.88

Costo de los MBTU fuera de Mérito ($)

1661293.835 … 3446130.668 5327732.899 5989585.161 6090397.095 6075676.402 6079315.225 6075676.402 6077495.814

Según el archivo COMB0211, el recurso sólo generó con combustible principal, ya que no hay reporte de consumo de combustible alterno, lo que implica que el Costo de los MBTU fuera de mérito para el combustible alterno después de hacer el respectivo procedimiento teniendo en cuenta el caso en cuestión fue de cero pesos ($).

Es importante tener en cuenta que el CSC es el mismo para todo el día. Hasta el momento tenemos los costos de los MBTU fuera de mérito en pesos para cada periodo del día teniendo en cuenta tanto el combustible principal como el alterno, bastará entonces sumar el costo de los MBTU fuera de mérito de todos los periodos del día tanto para el combustible principal como para el alterno y dividirlo por la magnitud de reconciliación positiva en kWh del día, así tendremos la unidad que se utiliza en la liquidación $/kWh.

∑ ( )

∑ ( )

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∑ ( )

∑ ( )

∑ ( )

Realizando las respectivas sumatorias y luego resolviendo el cociente se obtiene el CSC en [$/kWh], en ese orden de ideas para el día 02 de febrero de 2011 la planta XXX1 del agente ABCG tiene un CSC de:

( ) ( )

( )

3. Cálculo del CTC.

Es la parte variable del costo de transporte de combustible que es posible sustentar, expresado en $/kWh. En el caso de generación con gas natural, el CTC no podrá superar el Cargo Variable Máximo autorizado a las empresas transportadoras y/o distribuidoras de gas que se encuentre vigente, en el caso de carbón y otros combustibles diferentes al gas natural, el CTC se asumirá igual a cero (0 $/MWh).

Para este ítem existen tres grupos de plantas térmicas:

a) PROMIGAS Costa Atlántica: Las plantas Termo – Cartagena, Termo – Barranquilla,

Tebsa, Termo – Candelaria, Termo – Flores, Proeléctricas y Termo – Guajira, con vigencia semestralmente de Enero-Junio y de Julio-Diciembre.

b) TGI, TGI Transportadora de Gas del Interior: Las térmicas Merieléctrica, Termo – centro, Termo – Dorada, Termo – Sierra, Termo – Valle, Termoemcali, con Vigencia semestralmente de Enero-Junio y de Julio-Diciembre.

c) TRANSORIENTE: Sólo Termo Palenque, vigencia semestralmente de Enero-Junio y de Julio-Diciembre.

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Según la regulación vigente, el CTC se calcula con la siguiente fórmula.

[

] ( )

Ecuación 4. Cálculo del CTC

A continuación se explicarán cada uno de los términos por separado.

3.1. CTCReportado Agente e Impuestos

En esta parte se da el mismo tratamiento que se hace con el reporte del CSC, dentro del archivo CSTSEMMDD (ver Fig. 5), se encuentra este valor, el cual es reportado semanalmente por el agente según lo estipulado en la Resolución CREG 048 – 2002 en su artículo 3.

Siguiendo con el ejemplo planteado inicialmente, una parte de la información necesaria para el cálculo de transporte de combustible para las plantas térmicas es:

[

]

[

]

3.2. CTCMáximo regulado

Teniendo en cuenta que esta variable sólo aplica para los generadores térmicos, el CTC regulado tendrá una relación estrecha con los transportadores del gas natural, donde el costo unitario del servicio de transporte de gas no podrá superar los cargos máximos variables autorizados por la CREG que se encuentren vigentes a las empresas transportadoras de gas.

Según la Resolución CREG 001 – 2000, Este cargo estará expresado en dólares de los Estados Unidos de América en la fecha base. El Transportador los actualizará cada año transcurrido a partir de la fecha base de acuerdo con la variación anual del PPI, mediante la siguiente fórmula:

( ) [

]

Ecuación 5. Actualización de los cargos

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Donde:

( )

El PPI significa Producer Price Index, (Índice de precios al productor) de los Estados Unidos de América, correspondiente a bienes de capital, reportado por la Oficina de Estadísticas Laborales del Departamento de Trabajo de los Estados Unidos (Serie ID: WPSSOP3200).

Este índice es publicado por el Departamento de Estadística de los Estados Unidos de América, en la dirección http://data.bls.gov/cgi-bin/srgate y para la serie WPSSOP3200 – Capital Equipment (Seasonally adjusted), es importante tener en cuenta que el valor puede cambiar luego del cuarto mes de ser publicado.

Cuando se ingresa a la página http://www.bls.gov/data/, se debe seleccionar la opción “Databases & Tools”, y luego Series Report. Como se ilustra en la Fig. 12.

Fig. 12. Ingreso a Bureau of Labor Statistics

Luego se copia la serie que se desea consultar, para nuestro caso es WPSSOP3200, como se ilustra en la Fig. 13, y luego selecciona “Next”

http://data.bls.gov/cgi-bin/srgate

http://www.bls.gov/data/

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Fig. 13. Ingreso de la Serie

Se realizan las especificaciones de la búsqueda y se selecciona “Retrieve Data”. Así se obtienen los valores del PPI mes a mes para realizar la actualización del costo de transporte del combustible – CTC.

Con respecto al año base se tiene en cuenta los tres grupos de plantas térmicas que se plantearon anteriormente y las Resoluciones CREG 125 – 2003, CREG 070 – 2003 y CREG 111 – 2011 plantea el año base y el cargo base en $/kPC (COP por miles de pies cúbicos) para la fecha base, de cada planta del Sistema Interconectado Nacional.

Fig. 14. Filtro de fechas para obtener el PPI

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Para obtener el CTC máximo en $/MBTU realizamos el siguiente cálculo.

(

) ( )

( ) ( )

Ecuación 6

Donde:

( )

( )

( )

Para obtener el CTC máximo regulado para el pozo, nos basamos en las resoluciones vigentes. Según el punto de conexión de la planta térmica se ubica la resolución de transporte aplicable y se obtiene el cargo en USD/kPC a diciembre del año que indique cada resolución. Actualmente se tienen las siguientes resoluciones:

Plantas conectadas con TGI, CREG 125 – 2003

Plantas conectadas con PROMIGAS, CREG 070 - 2003

Plantas conectadas con TRANSORIENTE, CREG 111 – 2011

3.2.1. CTCMáximo regulado Para PROMIGAS

Para las plantas conectadas a PROMIGAS les aplica la resolución CREG 070 – 2003, y el cargo correspondiente depende de los tramos involucrados para transportar el gas desde el pozo hasta la planta. Las plantas relacionadas con este transportador son: Termo – Cartagena, Termo – Barranquilla, Tebsa, Termo – Candelaria, Termo – Flores, Proeléctrica y Termo – Guajira con vigencia semestralmente de Enero-Junio y de Julio-Diciembre.

Para ver los cargos regulados para cada tramo, podemos ver la resolución ó ingresar a la página del transportador http://www.promigas.com/ y seleccionar la opción “BEO” y luego “Manual del transportador” como se ilustra en la Fig. 15.

http://www.promigas.com/

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Fig. 15. Acceso a Promigas

Cuando se ingrese a la interfaz se deben hacer los siguientes pasos:

Seleccionar la opción “Procedimientos comerciales”

Seleccionar la opción “Cargos para los diferentes servicios de transporte”

El resumen de los pasos se ilustra en la Fig. 16.

Fig. 16. Cargos vigentes para PROMIGAS

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El valor de los cargos está dado en USD/kPC, así obtenemos el primer dato de la Ecuación 6, para obtener el término del denominador y tener la expresión en USD/MBTU, se necesita el poder calorífico del gas utilizado, para PROMIGAS se tienen cuatro pozos diferentes: Gas Ariana, Gas Guajira, Gas Guepaje y Gas La creciente.

Para obtener estos valores se deben hacer los siguientes pasos

Ingresar a la página www.promigas.com

Seleccionar la opción “BEO” (ver Fig. 15)

Seleccionar la opción “Información General”

Seleccionar la opción “Composición gas”

Seleccionar la opción que se necesita según los cuatro pozos relacionados anteriormente.

El poder calorífico está descrito con el nombre de: “Poder calorífico bruto real, (@Pb y Tb), a 14.65 psia y 60ºF”

El procedimiento se ilustra en la Fig. 17.

Fig. 17. Poder calorífico de PROMIGAS para el pozo La Guajira


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3.2.2. CTCMáximo regulado Para TGI

Para las plantas conectadas a TGI les aplica la resolución CREG 125 – 2003, y el cargo correspondiente depende de los tramos involucrados para transportar el gas desde el pozo hasta la planta. Las plantas relacionadas con este transportador son: Merieléctrica, Termo – Centro, Termo – Dorada, Termo – Sierra, Termo – Valle, Termoemcali, con Vigencia semestralmente de Enero-Junio y de Julio-Diciembre.

Para ver los cargos regulados para cada tramo, podemos ver la resolución ó ingresar a la página del transportador http://www.tgi.com.co/ y seleccionar la opción “Boletín Electrónico de Operaciones - BEO”.

Fig. 18. Acceso a TGI

Cuando se halla ingresado al boletín electrónico de operaciones, se deberán hacer los siguientes pasos:

Seleccionar “Manual del Transportador”

Seleccionar “Información y procedimientos comerciales”

Seleccionar “Cargos para servicios”

Seleccionar “Cargos Regulados”

http://www.tgi.com.co/

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El procedimiento anterior se ilustra en la Fig. 19.

Fig. 19. Cargos regulados para TGI

El valor de los cargos está dado en USD/kPC, así obtenemos el primer dato de la Ecuación 6, para obtener el término del denominador y tener la expresión en USD/MBTU, se necesita el poder calorífico del gas utilizado que depende del gas utilizado.

Para obtener estos valores se deben hacer los siguientes pasos

Ingresar a la página http://www.tgi.com.co/

Seleccionar la opción “Bolet n Electrónico de Operaciones” (ver Fig. 18)

Seleccionar “Estadísticas”

Seleccionar “Poderes Caloríficos”

Seleccionar “Cromatografía del semestre buscado”

El procedimiento se ilustra en la Fig. 20


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Fig. 20. Poder calorífico de TGI

El poder calorífico está en la cromatografías de cada semestre, y está descrito con el nombre de: “Hv @ 14.65 psia, 60°F [Btu/cf]” como se ilustra Fig. 21

Fig. 21 Poder Calorífico para el semestre seleccionado

3.2.3. CTCMáximo regulado Para TRANSORIENTE

Para las plantas conectadas a TRANSORIENTE les aplica la resolución CREG 111 – 2011, y el cargo correspondiente depende de los tramos involucrados para transportar el gas desde el pozo hasta la planta. La planta relacionada con este transportador es Palenque con vigencia semestralmente de Enero – Mayo y de Junio – Diciembre.

Igual que para los casos anteriores, para ver los cargos regulados para cada tramo, podemos ver la resolución o ingresar a la página del transportador http://www.transoriente.com.co/, luego

http://www.transoriente.com.co/

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seleccionar “Manual del Transportador” y luego “Cargos máximos para los diferentes servicios de transporte”, el procedimiento se ilustra en la Fig. 22

Fig. 22. Cargos regulados de TRANSORIENTE

3.3. Ejemplo Cálculo del CTC.

Teniendo en cuenta el caso en particular que estamos trabajando sobre el agente ABCG que tiene la planta XXX1, presentaremos un ejemplo para reproducir el CTC en la liquidación, para el día 11 de Febrero de 2011.

Recordando la Ecuación 4

[

] ( )

El , se toman de la información suministrada por el agente en el

archivo CSCTSE0305, como se ilustró en la Fig. 5 .

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El ejemplo se desarrollará con el combustible principal de la planta que para este caso es el Gas Natural, recordemos que CTC para otros combustibles diferentes al gas natural se asume como cero.

[

]

[

]

Sólo faltaría el que depende del pozo de gas que la planta utiliza como combustible.

(

) ( )

( ) ( )

Si suponemos que el pozo utilizado de la planta XXX1 es Gas Guajira y que el transportados es PROMIGAS, debemos revisar los cargos por distancias aplicables a este transportador según la resolución que le aplique (para el ejemplo: CREG 070 – 2003) y actualizarlo con la Ecuación 5, recordando que el procedimiento para obtener el PPI se ilustró en las Fig. 12 Fig. 13 y Fig. 14.

Otra alternativa es ingresar a la página web del transportador y hacer el procedimiento explicado en las Fig. 15 y Fig. 16, donde se puede encontrar los cargos aplicables al transportador correspondiente, en algunas ocasiones el transportador muestra los cargos actualizados para el semestre vigente.

La resolución vigente especifica que los cargos de transporte es un esquema de cargos de paso, determinados como la suma de los cargos independientes de cada tramo de gasoducto según el recorrido del flujo físico de gas y los cargos de estampilla correspondientes al grupo de gasoductos regionales y troncales.

En este orden de ideas, sí suponemos que la planta XXX1 perteneciente al agente ABCG consume Gas Guajira y utiliza las troncales Ballena – La mami y La mami – Barranquilla, entonces los costos regulados por transporte serán según la regulación para el año base (PPI Dic. 2000)

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Teniendo esta información, buscando el PPI correspondiente y aplicando la Ecuación 5, se tienen la siguiente información:

( ) [

]

( ) [

]

( ) [

]

( )

Luego buscamos el poder calorífico en la página web del transportador (para el ejemplo ver Fig. 17) que depende del semestre vigente para el cálculo.

( )

Con respecto a la TRM se utiliza el criterio utilizado en CSC planteado en la Fig. 8 y la tasa usada para el cálculo de CTC es publicado en el archivo TOTALDIA, como se ilustró en la Fig. 9

Tenemos todos los datos para calcular el CTC regulado.

(

) ( )

(

)

(

)

(

)

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(

)

Luego se toma el ( ), es decir ( )

Con esto tenemos toda la información necesaria para reproducir el CTC para planta XXX1 del Agente ABCG para el día 11 de Febrero de 2011.

[

] ( )

[

]

[

]

Ecuación 7. CTC para el ejemplo

Los valores encontrados hasta el momento corresponden al CTC unitario para el agente en un día expresado en $/MBTU, sin embargo la liquidación de los conceptos del mercado hace necesario que el valor del CTC se encuentre en $/kWh. Para ello sólo se tendrán en cuenta los periodos del día donde el recurso reconcilia positivo, es decir, la porción del consumo de MBTU que se encuentren fuera de mérito. El procedimiento para reproducir el valor final es el mismo planteado para el CSC.

( )

Donde:

∑ ( )

∑ ( )

La generación real (GREA) y la generación ideal (GITU) se toman del archivo GRIPMMDD, correspondiente a la versión de la liquidación que se desea revisar, como se ilustra en la Fig. 10

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Sólo se tiene en cuenta la generación con Gas natural.

( )

( )

Por otra parte.

Los MBTUtotales lo reporta el agente en el archivo llamado COMBMMDD.txt, que contiene información sobre el combustible utilizado y la cantidad necesaria para la operación del día correspondiente. El archivo se ilustró en la Fig. 11

Para clarificar el procedimiento lo realizaremos paso por paso para el primer periodo del día, este proceso se repite para todos los periodos donde exista magnitud de reconciliación positiva.

[

] (Ver Ecuación 3),

Los MBTU reportados por el agente para cada periodo del día se toman del archivo COMBDDMM (Fig. 11)

La generación real y la generación ideal para cada periodo del día se toman del archivo GRIPMMDD (Fig. 10)

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La magnitud de reconciliación positiva es la diferencia entre la generación real y la generación ideal (Teniendo en cuenta que esta diferencia tiene signo positivo).

| |

| | ( )

Los MBTU fuera de mérito con calculados con una regla de tres simple entre los MBTU reportados por el agente, la generación real y la Magnitud de reconciliación positiva.

.

| |

Por último el costo de los MBTU fuera de mérito será el producto entre los MBTU fuera de mérito y el costo de un MBTU en $/MBTU, este resultado está en pesos colombianos.

Este proceso se repite para cada uno de los periodos del día, donde exista magnitud de reconciliación positiva.

Es muy importante tener en cuenta que la liquidación es horaria, Los resultados anteriores se resumen en la Tabla 4, donde aparece sólo hasta el periodo 14, pero el procedimiento se debe hacer para todos los periodos donde aplique dicho proceso.

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Tabla 4. Resumen de Datos para calcular el CTC en $/kWh

P1 … P7 P8 P9 P10 P11 P12 P13 P14 …

Costo de un MBTU ($/MBTU)

1910.8103

MBTU Horarios Reportados por el Agente

575.77 … 416.70 644.22 724.25 736.44 734.66 735.10 734.66 734.88

Generación Real (kWh)

21501.82 … 11805.53 27886.01 40143.61 66220.00 66060.00 66100.00 66060.00 66080.00

Generación Ideal (kWh)

14000.00 … 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Magnitud. Reconciliación Positiva

7501.82 … 11805.53 27886.01 40143.61 66220.00 66060.00 66100.00 66060.00 66080.00

MBTU Horarios Fuera de Mérito

200.88 … 416.70 644.22 724.25 736.44 734.66 735.10 734.66 734.88

Costo de los MBTU fuera de Mérito ($)

383843.5731 … 796234.652 1230982.211 1383904.36 1407197.137 1403795.895 1404636.652 1403795.895 1404216.273

El CTC, es igual para todo el día. Hasta el momento tenemos los costos de los MBTU fuera de mérito en pesos para cada periodo del día, bastará entonces sumar todos los periodos y dividirlo por la magnitud de reconciliación positiva en kWh, así tendremos la unidad que se utiliza en la liquidación $/kWh.

∑ ( )

∑ ( )

Realizando las respectivas sumatorias y resolviendo el cociente se tiene el CTC en [$/kWh] para el día 02 de febrero de 2011 para la planta XXX1 del agente ABC es:

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( )

4. Cálculo del PCAP/GSA.

Es el cálculo que tiene en cuenta el costo de arranque y parada que tiene una planta térmica que se necesitó en el día de despacho para cubrir una generación de seguridad.

4.1. PCAP

Es el valor reconocido como costo de arranque y parada asociado con la generación de seguridad fuera de mérito, que será igual al valor del precio de arranque y parada ofertado por el agente generador antes de entrar en vigencia la resolución CREG 141 – 2009, este valor es cero si la planta arranca en el despacho ideal ó si arrancó un día anterior y continúa generando.

Para las plantas que comiencen a operar como duales o las que inicien operación comercial después de la entrada de la resolución CREG 141 – 2009, se tomará el precio de arranque y parada ofertado por el agente generador para la planta como dual o al iniciar la operación comercial , respectivamente.

El PCAP se actualiza con la siguiente fórmula:

[

] ( )

Donde:

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El PPI se encuentra según lo ilustrado en las Fig. 12 Fig. 13 y Fig. 14 , y el PCAP base es conocido por cada agente, dependiendo de la entrada en operación de sus plantas.

Para convertir el PCAP a pesos colombianos se usa la TRM del último día hábil del mes anterior al del despacho, es decir el mes previo a liquidar.

( ) ( )

4.2. GSA

Es la generación de seguridad fuera del despacho ideal durante el día, asociada a un arranque fuera de mérito.

La generación de seguridad fuera de mérito es la generación forzada requerida para suplir las restricciones eléctrica u operativas del SIN, cuyo precio de oferta es superior al precio de bolsa. La generación de seguridad es la diferencia entre la generación real y la generación ideal.

Este dato es publicado diariamente en todas las versiones de la liquidación en el archivo GRIPMMDD, que es de carácter público para todos los agentes registrados en el ASIC. En la Fig. 23 se ilustra la forma de presentación de dicho valor. Se publica con el nombre CGSA: Cálculo de GSA (Generación de Seguridad Asociada), en kWh.

Fig. 23. Formato del archivo GRIPMMDD

Es importante tener en cuenta que este concepto resume la suma de todas las GSA para periodos consecutivos, para clarificar tendremos en cuenta la Fig. 23, donde el primer valor 7501.82 kWh corresponde sólo al GSA del primer periodo porque el periodo siguiente no tiene generación real, por otra parte para el periodo 7 está la sumatoria de todas las generaciones de seguridad de los siguientes periodos consecutivos donde exista CGSA.

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4.3. Ejemplo para el cálculo del PCAP/GSA

Continuamos con el ejemplo de la planta XXX1 del agente ABCG para el día 11 de febrero de 2011.

Supongamos que el valor del Precio de Arranque-Parada ofertado por el agente generador ABCG para el recurso de generación XXX1, antes de entrar en vigencia la Resolución CREG 141 – 2009, para la configuración de operación C1, fue de 17000 USD (artículo 1° Res CREG 141 – 2009).

Este valor será el valor base para la remuneración del Costo de arranque y Parada (PCAP) de XXX1. El mes base al cual corresponde este PCAP, es octubre de 2009 (mes anterior a la entrada en vigencia de la Res CREG 141 de 2009).

Este valor se debe actualizar con el PPI de los Estados Unidos, ya que es un valor dado en dólares americanos, el mes base será octubre de 2009 y el mes anterior al despacho será enero 2011

Los PPI se encuentran siguiendo las instrucciones ilustradas en las Fig. 12 Fig. 13 y Fig. 14 ,

Reemplazando…

[

] ( )

[

] ( )

( )

La TRM que se debe utilizar para convertir el PCAP de USD a $(COP) es la del último día hábil del mes anterior al despacho, es decir que para el 11 de febrero de 2011 la TRM que se debe emplear es la del último día hábil del mes de enero que corresponde al 31 de Enero de 2011.

Reemplazando…

( ) ( )

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( ) ( )

( )

Por otro lado, el GSA lo puedo calcular como para los casos en que esta diferencia sea positiva (Reconciliación Positiva) ó se puede ver en el GRIP, en el concepto CGSA como se ilustró en la Fig. 23, es importante tener en cuenta que este valor es la sumatoria de todas la Reconciliaciones Positivas de los períodos del día correspondiente.

( )

( )

Luego la relación PCAP/GSA será

( )

( )

Hasta el momento se ha explicado la forma de reproducir las componentes CSC (Costo Suministro de Combustible), CTC (Costo de Transporte de Combustible) y el PCAP/GSA (Costo de Arranque y Parada / Generación de Seguridad Fuera de Mérito), variables necesarias para el cálculo del precio de reconciliación positiva para plantas térmicas, de acuerdo con lo establecido en las resoluciones CREG 034 – 2001, CREG 038 – 2001, CREG 094 – 2001, CREG 084 - 2005, CREG 141 – 2010 y CREG 121 – 2010.

Esperamos que este manual sea de utilidad para que los agentes del Mercado de Energía Mayorista – MEM, se ilustren de la manera de reproducir estos tres conceptos que hacen parte del precio de reconciliación positiva para las plantas térmicas (Plantas que no prestan el servicio de AGC), dentro de la remuneración de la generación real en Colombia.

manual para el cálculo del csc, ctc y el pcap/gsa reclamacion facturacion/instructivocsc_c… ·...

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