ANALISIS Y EVALUACION DEL CARGO POR CAPACIDAD EN LA

GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA

JAVIER ENRIQUE PRADA SANCHEZ

JUAN PABLO OSPINA ARCINIEGAS

PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE INDUSTRIAL

TRAB AJO DE GRADO

CÓDIGO: 2000-II-28

BOGOTA D.C.

2.004

ANALISIS Y EVALUACION DEL CARGO POR CAPACIDAD EN LA

GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA

JAVIER ENRIQUE PRADA SANCHEZ

JUAN PABLO OSPINA ARCINIEGAS

Director

FLAVIO JACOME LIEVANO

Codirector

MARCO ANTONIO RIVERA BARROS

PONTIFICIA UNIVERSIDAD JAVERIANA

FACULTAD DE INGENIERIA

DEPARTAMENTO DE INDUSTRIAL

TRABAJO DE GRADO

BOGOTA D.C.

2.004

Nota de aceptación

________________________

________________________

________________________

________________________

Presidente del Jurado

________________________

Jurado

________________________

Jurado

Bogotá D.C., 26 de mayo del 2.004

A nuestros queridos padres.

Gracias por habernos dado

tanto en la vida.

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

Flavio Jácome Liévano, Phd. en Economía y director del trabajo de grado, por su apoyo,

comprensión y valiosas orientaciones.

Marco Antonio Rivera, Ingeniero Industrial y subdirector del trabajo de grado, por su

colaboración y aportes al trabajo.

A todos nuestros profesores que nos estregaron su tiempo, ideas, conceptos y dedicación,

permitiéndonos gestar este documento.

A todas aquellas personas que desde las diferentes entidades nos ofrecieron su tiempo y

amplios conocimientos.

“La Universidad no se hace responsable por los conceptos emitidos por sus alumnos en sus

Trabajos de Grado, solo velará por que no se publique nada contrario al dogma y moral

católicos y por que el trabajo no contenga ataques y polémicas puramente personales,

antes bien, se vea en ellas el anhelo de buscar la verdad y la justicia”

Reglamento de la Pontificia Universidad Javeriana. Articulo 23 de la resolución No 13 de

1.964

CONTENIDO

Pag.

INTRODUCCIÓN 1

1. DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO 3

1.1. LA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL 3

1.2. EVOLUCIÓN DEL MARCO REGULATORIO REFERENTE AL CARGO POR CAPACIDAD 5 2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DEL FUNCIONAMIENTO DE LA

BOLSA DE ENERGIA 8

2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL MERCADO 8

2.2 COMPOSICIÓN DEL MERCADO MAYORISTA 8

2.3 AGENTES REGULADOS Y NO REGULADOS 11

2.4 VOLATILIDAD DE LOS PRECIOS 13

2.5 PROCEDIMIENTO DE DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD

Y PRECIO DE OFERTA 15

2.6. PROGRAMA DE DESPACHO ECONÓMICO 17

2.7. REDESPACHO 18

2.8. PROCEDIMIENTO COMERCIAL 18

2.9. PRECIO DE BOLSA 19

2.9.1. Precio promedio diario de energía transada en bolsa 20

2.9.2. Precio marginal promedio de bolsa de energía 20

2.10. CONTRATOS ENTRE AGENTES DEL MERCADO 20

2.10.1. Terminación de contratos 21

2.10.2. Desviaciones del programa de generación 22

3. APLICACIÓN DE UN MODELO DE TEORÍA DE JUEGOS

A LA SITUACIÓN DE LA BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA 23

3.1. MODELO DE COMPETENCIA IMPERFECTA EN EL

MERCADO DE ELECTRICIDAD 23

3.2. ESTRATEGIA DE MANIPULACION DE LA CANTIDAD

DISPONIBLE Y COMPETENCIA CON TECNOLOGÍAS DIFERENTES 25

4. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DEL CARGO POR CAPACIDAD 29

4.1. CONFIABILIDAD DEL SISTEMA 29

4.2. MARCO TEÓRICO DEL CARGO POR CAPACIDAD 30

4.2.1. Especificación de la medida de confiabilidad y del modelo para calcularla 31

4.2.2. Determinación del monto global del cargo por capacidad 31

4.2.3. Determinación de las potencia equivalentes a efectos de confiabilidad 32

4.2.4. Asignación de ingresos por cargo por capacidad a los agentes generadores 32

4.2.5. Imputación de pagos por cargo por capacidad a los agentes consumidores 33

4.2.6. Modelos de Cálculo 34

4.2.7. Cargo por capacidad para Colombia 34

5. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE VARIABLES FUNDAMENTALES EN EL CALCULO DEL CARGO POR CAPACIDAD EN COLOMBIA 39

5.1. VALOR A DISTRIBUIR DEL CARGO POR CAPACIDAD ( VD ) 42

5.2. COSTO EQUIVALENTE REAL DE ENERGÍA ( CERE ) 42

5.3. VALOR A RECAUDAR DEL CARGO POR CAPACIDAD ( VR ) 42

5.4. VALOR A FACTURAR POR CARGO POR CAPACIDAD ( VF ) 43

6. ASPECTOS METODOLOGICOS PARA LA DETERMINACIÓN

DEL CARGO POR CAPACIDAD 44

6.1. OPTIMIZACIÓN ESTOCÁSTICA 44

6.2. SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DETERMINISTICA 44

6.3. POST-PROCESO 45

6.4. TARIFAS Y CARGO POR CAPACIDAD 46

6.5. COSTOS DE GENERACIÓN Y CARGO POR CAPACIDAD 52

6.5.1. Costos de generación para plantas térmicas 52

6.5.2. Costos de generación para hidroeléctricas 53

7. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN EL DESARROLLO

DEL METODO DE CALCULO DEL CARGO POR CAPACIDAD 55

7.1. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN INGLATERRA Y GALES 55

7.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN ESPAÑA 59

7.3. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA

CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN ARGENTINA 64

7.4. NUEVA ZELANDA 73

8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 76

8.1. CONCLUSIONES 76

8.2. RECOMENDACIONES 79

9. BIBLIOGRAFÍA 81

ANEXOS 84

LISTA DE FIGURAS

Pag.

Figura 1. Estructura institucional del sector eléctrico 4

Figura 2. Evolución Normativa del Cargo por Capacidad en Colombia 6

Figura 3. Esquema del mercado eléctrico Colombiano 9

Figura 4. Tasas de crecimiento de la demanda de electricidad años 2000 - 2001 10

Figura 5. Demanda de electricidad Vs el PIB años 1995-2001 11

Figura 6. Número de usuarios no regulados 1995-2001 12 Figura 7. Número de agentes comercializadores y generadores en el mercado

1995-2001. 13

Figura 8. Precios de bolsa 1996-2001 14

Figura 9. Porcentajes de variación de precios en bolsa de energía 15

Figura 10. Curvas de oferta y demanda de energía eléctrica. 16

Figura 11. Mercado de Energía Eléctrica 17

Figura 12. Escala de precios y cantidades en cada hora. 17

Figura 13. Curva de demanda de electricidad 24

Figura 14. Evolución del Cargo por Capacidad desde 1998-2001 36

Figura 15. Evolución de los precios de bolsa y cargo por capacidad años 1998-2001 37

Figura 16. Participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa años 1996-2001 38

Figura 17. Participación en la generación de energía eléctrica años 1996-2001 39

Figura 18. Efectos de los errores en los pronósticos sobre los costos del sistema y los

usuarios 40

Figura 19. Comparativo de evolución de precios de energía eléctrica en Colombia años

1996-2001 50

Figura 20. Capacidad Instalada y Demanda peak por Zona en Argentina 67

Figura 21. Evolución de la generación y el cargo por capacidad en el sector eléctrico

Colombiano años 1996-2002 76

Figura 22. Participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa año 2001 77

Figura 23. Porcentaje de participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa año

2001 78

Figura 24. Cargo por capacidad en febrero del 2001 bajo tres metodologías 79

LISTA DE TABLAS

Pag.

Tabla 1. Promedio de bolsa de energía 13

Tabla 2. Costo incremental del racionamiento de energía 41

Tabla 3. Porcentaje de participación del cargo por capacidad en las tarifas de energía

eléctrica en las tres principales ciudades del país desde 1998-2001 49

Tabla 4. Facturación promedio y cargo por capacidad promedio pagado en cada factura en

las tres principales ciudades del país desde 1998-2001 51

Tabla 5. Costos de Operación y Mantenimiento 52

Tabla 6. de Costos de Arranque Parada 53

Tabla 7. Horarios para el calculo de la Garantía de Potencia 61

Tabla 8. Calculo del Cargo por Capacidad con la metodología Española 62

Tabla 9. Esquema de generación en Argentina 65

Tabla 10. Periodos de Remuneración de Potencia en Argentina 70 Tabla 11. Precios de la energía 73

Tabla 12. Composición del mercado generador con sus respectivos clientes en Nueva

Zelanda 75

LISTA DE ANEXOS

Anexo A. Principales Centrales en Colombia

Anexo B. Demandas de energía eléctrica 1997-2001

Anexo C. Proyectos de generación registrados en la UPME en 2002

Anexo D. Regulación Española acerca de la garantía de potencia

Anexo E. Regulación Argentina acerca de la remuneración de potencia

GLOSARIO

Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales: Encargado del registro de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía en la Bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos, y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales.

Agentes del mercado mayorista: Los generadores, los comercializadores y los transportadores registrados ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales.

Autogenerador: Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propias necesidades, por lo tanto no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del Sistema Interconectado Nacional, y puede o no, ser el propietario del sistema de generación.

Bolsa de Energía: Sistema de información manejado por el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, sometido a las reglas del mercado mayorista, en donde los generadores y comercializadores ejecutan actos de intercambio de ofertas y demandas de energía, hora a hora, para que el Administrador de Intercambios ejecute los contratos resultantes en la Bolsa de Energía, y liquide, recaude y distribuya los valores monetarios correspondientes a las partes y a los transportadores.

Capacidad efectiva bruta: Máxima cantidad de potencia neta (expresada en valor entero en megavatios) que puede suministrar una unidad de generación en condiciones normales de operación, más consumo propio de servicios auxiliares.

Capacidad efectiva: Máxima cantidad de potencia neta (expresada en valor entero en megavatios) que puede suministrar una unidad de generación en condiciones normales de operación.

Capacidad nominal: Capacidad a la que está construido un elemento de la red; en estos valores el equipo no sufre o no se deteriora su vida útil.

Capacidad nominal: Potencia de diseño de una unidad o planta de generación.

Capacidad remanente: Resultado de descontar de la disponibilidad declarada de cada unidad generadora, la reserva rodante y el valor máximo entre las generaciones mínimas técnicas, por seguridad y por control automático de generación.

Cargo AOM: Aquel que cubre los costos originados de las actividades de Administración, Operación y Mantenimiento de equipos eléctricos.

Cargo de conexión: Costo anual equivalente que remunera por una parte la inversión en los activos de conexión y por la otra la administración, operación y mantenimiento de tales activos. Cubre los costos de la conexión del usuario a la red de interconexión y es pagado al propietario de los bienes de conexión al Sistema de Transmisión Nacional por el usuario o beneficiario de dichos bienes. Si el usuario es el propietario de los bienes de conexión no paga este cargo.

Cargo por uso del STN: Tarifa que recupera los costos asociados a la prestación del servicio por la utilización que los agentes del mercado mayorista hacen de las redes que conforman el sistema para realizar las transferencias de energía. Remunera a los transportadores con los ingresos necesarios para realizar sus actividades. El valor lo cubren los usuarios en partes iguales: 50% los generadores y 50% los comercializadores.

Caudal agregado: Sumatoria de los caudales de todos los ríos que aportan agua a alguna planta del Sistema Interconectado Nacional.

Centro Nacional de Despacho: Dependencia encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional. También se encarga de dar las instrucciones a los Centros Regionales de Despacho para coordinar las maniobras de las instalaciones con el fin de tener una operación segura, confiable y ceñida al Reglamento de Operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.

Centro Regional de Despacho: Centro de supervisión y control de la operación de las redes, subestaciones y centrales de generación localizadas en una misma región, cuya función es coordinar la operación y las maniobras de esas. Debe seguir las instrucciones impartidas por el Centro Nacional de Despacho, en desarrollo de las previsiones contenidas en el Reglamento de Operación, con el fin de asegurar una operación segura y confiable del Sistema Interconectado Nacional.

Centros de Transmisión de Energía: Dependencias encargadas de garantizar la máxima disponibilidad de las líneas de transmisión y subestaciones que estén bajo su responsabilidad. Conocidos como CTE's, funcionan como una Dirección de la Gerencia de Transporte de Energía de ISA y están localizados en cinco regiones del país.

Cogeneración: Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas ambas al consumo propio o de terceros a procesos industriales o comerciales.

Cogenerador: Persona natural o jurídica que produce energía utilizando un proceso de cogeneración, y que puede o no, ser el propietario del sistema de cogeneración.

Comercialización de energía eléctrica: Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales.

Comercializador: Persona natural o jurídica, registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica.

Comisión de Integración Eléctrica Regional CIER: Agremiación de las empresas de energía eléctrica de Sudamérica Ibérica, fundada en 1964 para intercambiar informaciones, conocimientos y experiencias de interés para los sectores eléctricos, promover y concretar la realización de proyectos de integración de relevancia mundial. Integrada por los diez Comités Nacionales de los países de la región en calidad de miembros plenos. Como miembros asociados participan empresas de grupos de España, Francia, México, Italia y Portugal.

Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG: Unidad administrativa especial del Ministerio de Minas y Energía cuya función es establecer las condiciones para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente y promover la evolución gradual del mercado hacia la libre competencia.

Comité de Planeamiento: Organismo asesor de la UPME constituido para hacer compatibles criterios, estrategias y metodologías para la expansión del Sistema de Transmisión Nacional, con la participación de un representante del área de planeamiento de transmisión de cada transportador.

Confiabilidad: 1. En servicios de Conexión, asegurar el cumplimiento de la disponibilidad pactada en los contratos de conexión. 2. En servicios de Transmisión de Energía Eléctrica, asegurar el cumplimiento de los valores críticos de compra del servicio de Coordinación y Operación del Sistema Interconectado Nacional. 3. En Centro Nacional de Despacho, la probabilidad de prestar el servicio en el futuro con calidad, seguridad y economía. 4. En servicios de Telecomunicaciones implica que la información proveniente en forma directa de las fuentes sea sometida a procesos internos de validación y revisión por parte de analistas expertos.

Consejo Nacional de Operación: Organismo encargado de acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional sea segura, confiable y económica. También es su función ser el órgano ejecutor del Reglamento de Operación y velar por su cumplimiento.

Consumo propio: El consumo de energía y potencia requerido por los sistemas auxiliares de una unidad generadora o una subestación.

Contrato en Bolsa: El que se celebra a través del Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales para la enajenación hora a hora de energía, y cuyos precios, cantidades, garantías, liquidación y recaudo se determinan por la Resolución CREG-024 del 13 de julio de 1995 y por el acuerdo de las partes.

Costo de restricción: Se calcula como la diferencia entre la generación real y la generación en el despacho ideal al precio de oferta de los generadores térmicos e hidráulicos.

Costo incremental de racionamiento: Costo económico en que se incurre cuando se deja de atender una unidad de demanda.

Costo incremental operativo de racionamiento de energía: Costo incremental de cada una de las plantas de racionamiento modeladas en las metodologías del Planeamiento Operativo; sus valores se definen como CRO1,CRO2 Y CRO3; es revaluado anualmente por la UPME para aplicarse a partir del comienzo del invierno, y actualizado cada mes de acuerdo con las proyecciones oficiales de los índices de precios al consumidor nacional

Costo medio de Bolsa: Valor que paga un agente que compra energía en Bolsa, por conceptos de potencia, respaldo, reconciliación y penalizaciones, adicionalmente del precio de energía.

Costo terminal: Costo de oportunidad del agua almacenada en los embalses que representa la operación de un sistema en un horizonte futuro.

Cota de vertimiento: Nivel de vertimiento de un embalse.

Cota: Medida que indica la altura de un embalse y por lo tanto su capacidad de almacenamiento.

Curva de operación con restricciones totales: Define los niveles mínimos mensuales que hay que mantener en el embalse para la operación sin ningún tipo de restricciones.

Curva típica de demanda: Curva de carga horaria registrada en un día en el que la operación del sistema ocurre en condiciones normales.

Demanda ajustada: Demanda atendida en el sistema más las estimaciones de demanda no atendida por diferentes causas.

Demanda atendida: Cantidad de energía efectivamente consumida por el sistema.

Demanda comercial: Valor de la demanda real del comercializador, afectada con las pérdidas en las redes de transmisión regional o de distribución local y las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional.

Demanda de energía: Carga en kWh solicitada a la fuente de suministro en el punto de recepción durante un período de tiempo determinado.

Demanda de potencia pico: Máxima demanda de potencia, expresada en kW, ocurrida o requerida en un instante de tiempo por un grupo de usuarios. Conocida como demanda pico.

Demanda de potencia: Carga en kVA o kW solicitada a la fuente de suministro en el punto de recepción en un momento determinado.

Demanda no atendida: Demanda ocasionada por desconexiones programadas y forzadas, causadas por fallas en líneas, transformadores, generadores, mantenimientos y eventos programados por agentes externos.

Demanda real: Diferencia entre la generación real del sistema y las pérdidas reales en el Sistema de Transmisión Nacional.

Despacho central: Proceso de planeación, programación, supervisión y control de la operación integrada del Sistema Interconectado Nacional, a cargo del Centro Nacional de Despacho en coordinación con los Centros Regionales de Despacho y las empresas, que se realiza siguiendo los criterios y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación, el Código de Redes y los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.

Despacho económico horario: Proceso mediante el cual se obtiene para un período de 24 horas el programa horario de generación de los recursos del Sistema Interconectado Nacional despachados centralmente. Además se obtienen las transferencias horarias de energía por las interconexiones internacionales.

Desviación: Diferencia entre el despacho programado y la generación real para cada planta o unidad de generación que no participa en la regulación. Si la diferencia excede una tolerancia definida (5%) se aplica un criterio de penalización. Si la generación real está dentro de la banda de tolerancia, o el generador participó como regulador en la operación del sistema, a las unidades o plantas ofertadas no se le evalúa su desviación.

Disponibilidad comercial: Disponibilidad calculada por el Sistema de Intercambios Comerciales la cual considera la declaración de disponibilidad de los generadores, modificada cuando se presenten cambios en las unidades de generación en la operación real del sistema. Se calcula a partir de la disponibilidad real y de la disponibilidad declarada.

Disponibilidad de generación: Máxima cantidad de potencia neta (megavatios) que un generador puede suministrar al sistema durante un intervalo de tiempo determinado.

Disponibilidad declarada: Máxima cantidad de potencia neta (expresada en valor entero en megavatios) que un generador puede suministrar al sistema durante el intervalo de tiempo determinado para el despacho económico o el redespacho, reportada por la empresa propietaria del generador.

Disponibilidad real: Disponibilidad promedio calculada a partir de la fecha de los eventos que modifican la disponibilidad de las unidades de generación de los generadores, así como de la disponibilidad reportada al Centro Nacional de Despacho al ocurrir el cambio de estado de una unidad.

Disponibilidad: Capacidad operativa de un equipo en un período de tiempo específico.

Distribuidor: Persona natural o jurídica cuya actividad principal es el transporte de energía a través de una red de distribución a voltajes iguales o inferiores a 115 kV.

Electrificadoras: Empresas distribuidoras de energía de nivel departamental, anteriormente adscritas al Instituto Colombiano de Energía Eléctrica ICEL.

Embalse agregado: Sumatoria de los embalses del Sistema Interconectado Nacional; puede expresarse en volumen o en energía equivalente.

Empresa de Servicios Públicos: Sociedad por acciones cuyo objeto es la prestación de los servicios públicos domiciliarios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía eléctrica, distribución de gas combustible, telefonía local móvil en el sector rural.

Energía eléctrica: Energía resultante del movimiento de partes de los átomos: el núcleo (compuesto de protones y neutrones), y los electrones. El producto de la potencia eléctrica por el tiempo durante el cual se realiza su consumo da como resultado la energía eléctrica.

Energía: Potencia entregada por una fuente o absorbida por una carga en un período de tiempo. Producto de la potencia suministrada o consumida y el tiempo de suministro o consumo.

Factor de carga: Relación entre la demanda promedio y la demanda pico.

Factor de conversión: Relación entre la cantidad de combustible o agua de una planta y la energía que genera.

Factor de diversidad: Relación entre la demanda máxima de potencia de un sistema y la suma de las demandas de potencia de los subsistemas que lo conforman.

Factor de planta: Relación entre la energía media generada en un período y el tiempo de servicio.

Factor de potencia: Relación entre la potencia activa (Mw) y la potencia aparente (MVA) en un equipo o punto de la red.

Factor de utilización: Relación entre la demanda promedio de un sistema o parte del mismo y su capacidad instalada.

Gestión de Mercado de Energía Mayorista: Realización de las transacciones comerciales para los agentes del mercado mayorista, lo que comprende determinación de los precios de Bolsa, liquidación de las transacciones comerciales del mercado, facturación y gestión cartera de las transacciones de la Bolsa de Energía.

Generación bruta: Generación total de una planta, medida por contadores instalados en los bornes del generador.

Generación embebida: Situación que se presenta cuando la frontera que relaciona a un generador con un comercializador está ubicada sobre una red diferente al Sistema de Transmisión Nacional; entonces se dice que esa unidad de generación está embebida en el comercializador.

Generación filo de agua: Generación hidráulica de las plantas sin capacidad de regulación.

Generación fuera de mérito: Generación requerida en el sistema que está por encima del precio marginal.

Generación ideal: Despacho de generación que resulta de considerar una red de transporte inexistente.

Generación mínima por seguridad: Mínima generación requerida para garantizar adecuada tensión y aliviar sobrecargas en alguna zona del Sistema de Transmisión Nacional, de un Sistema de

Transmisión Regional o de un Sistema de Distribución Local. Se calcula tanto para el mediano como para el largo plazo.

Generación mínima técnica: Mínima generación a la que puede operar una unidad de generación en condiciones normales de operación.

Generación neta: Generación entregada por una planta al Sistema Interconectado Nacional en el punto de conexión.

Generación real: Se calcula como la sumatoria de las generaciones netas medidas a nivel horario para cada uno de los agentes generadores en sus puntos de frontera.

Generación: Actividad consistente en la producción de energía eléctrica a partir de diferentes fuentes, y cuyo destino es la venta para el consumo por parte de los usuarios.

Generador: Persona natural o jurídica registrada ante el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales que produce energía eléctrica y tiene por lo menos una central conectada al Sistema Interconectado Nacional con una capacidad efectiva total en la central superior a los 20 MW, o aquella que tiene por lo menos una central de capacidad efectiva total menor o igual a 20 MW conectada al Sistema que solicite ser despachada centralmente.

Índice de indisponibilidad histórica: La indisponibilidad para cada unidad generadora ocasionada por limitaciones de su capacidad efectiva y por desconexiones programadas durante los tres últimos años.

Interrupción: Pérdida de la continuidad del servicio por la desconexión de uno o varios componentes del sistema de potencia.

KV: kilovoltio. Medida de tensión equivalente a mil voltios

KVA: kilovoltio amperio.

KW: Kilovatio. Unidad de potencia equivalente a mil vatios.

KWh: Kilovatio hora. Unidad equivalente a la energía

Límite de confiabilidad de energía: Máximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de energía.

Límite de confiabilidad de potencia: Máximo nivel aceptable de riesgo en el suministro de la demanda de potencia.

Mantenimiento programado: Mantenimiento que se realiza a un elemento, recomendado por el fabricante y se programa como mínimo con una semana de anticipación. Mantenimiento de equipos que es reportado por las empresas al CND para ser considerado en la coordinación integrada de mantenimientos.

Mercado libre: El mercado de energía eléctrica en que participan los usuarios no regulados y quienes los proveen de energía eléctrica.

Mercado mayorista: Conjunto de sistemas de intercambio de información entre generadores y comercializadores de grandes bloques de energía eléctrica en el Sistema de Intercambios Comerciales, para realizar contratos de energía a largo plazo y en la Bolsa de Energía sobre cantidades y precios definidos, con sujeción al Reglamento de Operación y demás normas aplicables.

Mercado regulado: Mercado de energía eléctrica en el que participan los usuarios regulados y quienes los proveen de electricidad.

Nivel de espera: Elevación de la superficie del agua en el embalse definida para la regulación de crecientes. Es el volumen definido entre el Nivel máximo y el Nivel de espera.

Nivel de tensión: Nivel de voltaje al cual un equipo está apto para operar.

Nivel máximo físico: Capacidad de almacenamiento de agua en un embalse.

Nivel máximo operativo: Volumen de agua resultante de la diferencia entre el volumen útil y el volumen de espera.

Nivel mínimo físico: Cantidad de agua almacenada que por condiciones de su captación no es posible utilizar para la generación de energía eléctrica.

Nivel mínimo operativo inferior: Límite operativo de un embalse, por debajo del cual el precio de oferta de las plantas asociadas debe ser mayor que el CR01 del Sistema Interconectado Nacional en cada hora.

Nivel mínimo operativo superior: Límite operativo de un embalse por debajo del cual solo se permite utilizar la energía almacenada si todas las unidades térmicas están despachadas.

Nivel mínimo operativo: Nivel mensual de los embalses que constituye una reserva energética para cubrir condiciones predeterminadas de confiabilidad.

Nivel mínimo técnico: Elevación de la superficie del agua en el embalse hasta la cual puede utilizarse su agua, cumpliendo con condiciones de seguridad en las estructuras hidraúlicas y en las instalaciones de generación.

Operación integrada: Forma de operación en la cual los recursos de generación centralmente despachados se utilizan para cubrir la demanda cumpliendo con los criterios adoptados de seguridad, confiabilidad y calidad del servicio, y despacho por orden de mérito de costos.

Orden de méritos: Ordenamiento con base en los precios de oferta de los generadores.

Períodos estaciónales: Verano, comprendido entre diciembre 1 y abril 30; invierno, comprendido entre mayo 1 y noviembre 30.

Personas prestadoras de servicios públicos: Pertenecen a esta categoría las empresas de servicios públicos; las personas naturales o jurídicas que produzcan para ellas mismas, o como consecuencia o complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios de las empresas de servicios públicos; los municipios cuando asuman a través de su administración central la prestación de los servicios públicos; las organizaciones autorizadas por la Ley 142 para prestar servicios públicos en municipios menores, en zonas rurales y en áreas o zonas urbanas específicas; las entidades autorizadas para prestar servicios públicos durante los períodos de transición previstos en la Ley 142; las entidades descentralizadas de cualquier orden territorial o nacional que al expedirse la Ley 142 prestaban algún servicio público y se ajusten a lo establecido en dicha Ley.

Plantas centralmente despachadas: Las plantas de generación con capacidad efectiva mayor a 20 MW y las menores o iguales a 20 MW que quieran participar en el despacho económico.

Plantas menores: Plantas de baja capacidad que no se incluyen en forma desagregada en la operación del Sistema Interconectado Nacional.

Precio de desviación: Equivale al valor absoluto de la diferencia entre la generación real y el despacho programado, multiplicado por el valor absoluto de la diferencia entre el precio de oferta y el precio de la Bolsa.

Precio en Bolsa: 1. En condiciones normales de operación, corresponde al mayor precio de oferta de las unidades con despacho centralizado que han sido programadas para generar en el despacho ideal y que no presentan inflexibilidad. Representa un precio único para el sistema interconectado en cada período horario. 2. En condiciones de racionamiento de potencia a nivel nacional corresponde al costo de racionamiento asociado al primer segmento de la función de costo de racionamiento; en racionamiento de energía, también a nivel nacional, es el valor correspondiente en la función de costo de racionamiento de acuerdo con el racionamiento declarado. 3. En condiciones de intervención de precios de oferta, se determina de acuerdo con el procedimiento para condiciones normales de operación, pero teniendo en cuenta los precios intervenidos de oferta para las plantas de generación hidroeléctrica con embalse, definidos en el Código de Operación.

Programa de generación: Asignación de generación de las unidades o plantas despachadas centralmente.

Programa despacho económico horario: Programa de generación de las unidades del Sistema Interconectado Nacional en cada una de las horas del día, producido por el despacho económico.

Racionamiento: Corte programado de energía o potencia por razones preventivas o de emergencia.

Red de supervisión HIDRODATA: Proyecto desarrollado por ISA para la supervisión por parte de ISAGEN de variables hidrológicas asociadas a las centrales de generación de Jaguas, San Carlos y Calderas, y que permite recolectar y procesar minuto a minuto la información hidrológica en las cuencas y los embalses para así seguir el estado de los recursos hídricos y manejar la generación de energía. La información es centralizada en una estación maestra que interroga estaciones remotas.

Red de Transmisión Nacional: Conjunto de líneas y equipos del Sistema Interconectado Nacional que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kV.

Redespacho: Ajustes del despacho debido a cambios en los supuestos del sistema como la salida de unidades o aumento de disponibilidad.

Reglamento de Operación: Establecido por la CREG, contiene los principios, criterios y procedimientos establecidos para realizar el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del Sistema Interconectado Nacional y para regular el funcionamiento del mercado mayorista de energía eléctrica.

Reserva bruta de energía: Total de energía almacenada en un embalse, desde la cota mínima de captación hasta su valor máximo.

Reserva de regulación primaria: Reserva rodante en las plantas que responden a cambios súbitos de frecuencia en un lapso de 0 a 10 segundos. La variación de carga de la planta debe ser sostenible al menos durante los siguientes 30 segundos.

Reserva de regulación secundaria: Reserva rodante en las plantas que responden a la variación de generación y que debe estar disponible a los 30 segundos a partir del momento en que ocurra el evento. Debe poder sostenerse al menos durante los siguientes 30 minutos de tal forma que tome la variación de las generaciones de las plantas que participaron en la regulación primaria.

Reserva operativa: Diferencia entre la suma de las capacidades disponibles de las unidades generadoras y la suma de la generación programadas de las mismas en la hora considerada.

Reserva rodante: La parte de la reserva operativa ubicada en plantas que están operando y pueden responder a cambios de generación en períodos de hasta 30 segundos.

Respaldo: Capacidad de generación de energía no necesaria para atender la demanda al nivel de confiabilidad de 95%, pero que se encuentra disponible para atender la demanda de energía en casos extremos, de acuerdo con los criterios de flexibilidad y vulnerabilidad adoptados por la UPME en la elaboración del Plan de Expansión de Referencia. Este concepto se reconoce a generadores cuyas plantas hacen parte del respaldo.

Sistema de cogeneración inflexible: Aquel cuyas características técnicas hacen que genere en una hora más energía de la requerida por su proceso productivo.

Sistema de Intercambios Comerciales: Conjunto de reglas y procedimientos establecidos en el Reglamento de Operación que permiten definir las obligaciones y acreencias de los generadores, los comercializadores y los transportadores por concepto de los actos o contratos de energía en la bolsa conforme al despacho central. El SIC incluye el proceso de liquidación del valor de los intercambios, la preparación y actualización del estado de cuenta de cada generador y comercializador que participa en la Bolsa de Energía y de los transportadores, y la facturación, pago y recaudo del valor de las transacciones realizadas en la misma Bolsa.

Sistema de Supervisión, Control y Manejo de Energía del CND -SCADA-: Conjunto de herramientas de hardware y software que permite recolectar la información del sistema de potencia y presentarla al operador para análisis, supervisión y control.

Sistema Interconectado Nacional: Sistema compuesto por los siguientes elementos conectados entre sí: las plantas y equipos de generación, la red de interconexión, las redes regionales e interregionales de transmisión, las redes de distribución y las cargas eléctricas de los usuarios, conforme a lo definido en la Ley 143 de 1994. Para funcionamiento del mercado mayorista, se considera dividido en Centros de Generación, Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regional y Sistemas de Distribución Local, además del Centro Nacional de Despacho y los Centros Regionales de Despacho.

Subcomité de Revisión y Vigilancia del SIC: Organismo dependiente del Consejo Nacional de Operación cuya función principal es asesorar a éste y a la CREG en lo relacionado con el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía. Compuesto por tres representantes de los generadores, tres de los comercializadores no vinculados a generadores, un representante de ISA y uno del Administrador del SIC con voz pero sin voto.

Superintendencia de Servic ios Públicos Domiciliarios: Organismo creado por la Ley 142 de 1994 para el control, inspección y vigilancia de las empresas que prestan los servicios públicos domiciliarios, con facultades para sancionarlas o intervenirlas cuando incumplan de manera reiterada las normas establecidas.

Transmisión: Actividad consistente en el transporte de energía por sistemas de transmisión y en la operación, mantenimiento y expansión de sistemas de transmisión, ya sean nacionales o regionales.

Unidad de Planeamiento Minero Energética. UPME: Organismo adscrito al Ministerio de Minas y energía al que le corresponde la planeación indicativa. Elabora el Plan Energético Nacional y los planes subsectoriales.

Usuario no regulado: Aquel que puede negociar libremente los precios y la cantidad de energía que consume con cualquier comercializadora del país. Definido en la Resolución CREG-024/1997 como las personas naturales o jurídicas con una demanda máxima igual o superior a 0.5 MW desde el 1º de enero de 1998 por instalación legalizada, a partir de la cual no utiliza redes públicas de transporte de energía eléctrica y la utiliza en un mismo predio o en predios contiguos.

Usuario regulado: Persona natural o jurídica con una demanda máxima inferior o igual a un valor en MW o a un consumo mensual mínimo de energía en MWh, definidos por la CREG, por instalación legalizada. Sus compras de electricidad se realizan a precios sujetos a regulación. El límite definido por la Comisión a partir del 1 de enero de 1998 es 0.5 MW o 270 MWh.

Viabilidad: Condición de viable. Probabilidad de que un asunto o un proyecto, por sus circunstancias, pueda llevarse a cabo.

Volumen máximo físico: Volumen almacenado en el embalse cuando la superficie del agua alcanza el nivel máximo físico.

Volumen mínimo técnico: Volumen definido entre el Nivel mínimo técnico y el Nivel mínimo físico.

Volumen muerto: Volumen almacenado en el embalse cuando la superficie del agua alcanza el Nivel mínimo físico.

Volumen neto: Volumen definido entre el nivel máximo y el nivel mínimo técnico.

Volumen útil: Volumen definido entre el Nivel máximo físico y el Nivel mínimo físico.

Wes Couger: Herramienta computacional cuya operación comercial inició ISA en 1997 y que permite lograr la integración de los despachos de energía y gas en Colombia en un tiempo menor. Esta aplicación optimiza el despacho en un período de 24 horas mediante técnicas de programación dinámica y algoritmos heurísticos, para satisfacer las necesidades del mercado de energía eléctrica.

INTRODUCCIÓN Actualmente en el país se presenta un gran debate acerca de los precios, subsidios y tarifas de energía eléctrica, no únicamente desde el punto de vista económico, sino también social y político. Desde hace algunos años el mercado de la energía eléctrica en Colombia se reformó, para permitir la entrada de un mayor numero de empresas generadoras con el fin de promover la competencia y establecer precios de mercado que permitieran la viabilidad de las mismas; sin embargo, los esfuerzos realizados hasta el momento no han generado los resultados esperados, ya que la actividad de generación presenta una alta concentración, dada su estructura oligopólica. No solamente lo anterior ha propiciado una gran volatilidad en los precios de la energía eléctrica, afectando directamente a los usuarios y haciendo ineficiente los mecanismos implementados por el Estado para garantizar un suministro de energía eléctrica oportuno, continuo y económico. La regulación actual del cargo por capacidad aplica hasta el año 2005, de tal manera que este estudio se encuentra dirigido a promover nuevos criterios y escenarios que aporten al nuevo marco del cargo por capacidad que sea creado a partir del año 2006. El objetivo del trabajo consiste en hacer un análisis comparativo del sistema de remuneración del cargo por capacidad en la generación de energía eléctrica entre Colombia y otros países como Inglaterra, España y Argentina, donde se comercializa la electricidad mediante el sistema de bolsas de energía, con el fin de evidenciar diferencias en las tarifas de electricidad, que resultan de la implementación de las diferentes metodologías. La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) contrató un estudio con la Pontificia Universidad de Comillas en España con el objetivo de revisar el marco conceptual del cargo por capacidad, evaluar la metodología y establecer las bases para una nueva metodología; por lo tanto, se ha considerado indispensable para una mejor comprensión del problema hacer un análisis cualitativo y un análisis cuantitativo de los diferentes sistemas implementados a nivel internacional.1 El documento esta organizado de la siguiente manera: en el capitulo uno, se presenta la situación general del sector eléctrico Colombia, abordando especialmente la regulación que cobija el cargo por capacidad. En el capitulo dos se realiza una explicación detallada del funcionamiento de la bolsa de energía eléctrica en Colombia. En el capitulo tres se ejecutan una serie de posibles estrategias que pueden llegar a presentarse por parte de los generadores analizados en el contexto de la teoría de juegos. En el capitulo cuatro se

1 Pontificia Universidad de Comillas. Estudio Cargo por Capacidad en Colombia – Informe final. Acolgen. Madrid. Mayo de 2000.

2

presenta el desarrollo teórico del cargo por capacidad. En el capitulo cinco se realiza una descripción de la forma como se implementa el cargo por capacidad para Colombia. En el capitulo seis, se desarrolla el modelo técnico implementado en el país, se realiza una revisión de tarifas y costos de generación frente al pago del cargo por capacidad en Colombia. En el capitulo siete, se desarrolla una comparación de otros modelos internacionales con la situación colombiana buscando obtener diferencias puntuales, se incluye a Nueva Zelanda como un ejemplo de mercado sin cargo por capacidad. Finalmente en el capitulo ocho se presentan las conclusiones y recomendaciones del trabajo.

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1. DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO

1.1. LA ESTRUCTURA INSTITUCIONAL

La estructura actual para el suministro de la energía eléctrica fué el resultado de un prolongado proceso de intervención estatal, que se inició prácticamente en 1928. Desde entonces funcionó de manera centralizada hasta las reformas efectuadas en 1994. Bajo el anterior esquema, las compañías estatales mantenían un poder monopólico sobre un área determinada e, integradas verticalmente, prestaban los servicios de generación, transmisión y distribución. Este tipo de monopolio sobre un área específica, se debió al desarrollo regional que presentaba el país. Más tarde el sistema eléctrico colombiano se interconectó, y fue así como nació ISA -Interconexión Eléctrica S.A-, permitiendo el intercambio de energía entre los sistemas regionales, con el fin de lograr el mejor aprovechamiento de la capacidad energética de todo el sistema. ISA se encargaba de la coordinación del suministro de electricidad, utilizando modelos de optimización de la generación, en donde se minimizaban los costos del sistema, del planeamiento de la expansión del sistema de generación y transmisión y, si era necesario, de la construcción y operación de las nuevas centrales de generación. Durante los años ochenta, el Sector Eléctrico Colombiano entró en crisis, al igual que en la mayoría de países de América Latina. Esta situación se debió entre otras razones al subsidio de tarifas y a la politización de las empresas estatales, lo cuál generó un deterioro en el desempeño de este sector. Al mismo tiempo, se desarrollaron grandes proyectos de generación con sobrecostos y atrasos considerables, lo que llevó a que finalmente el sector se convirtiera en una gran carga para el Estado. Por otro lado, en todo el mundo comenzó a ponerse en duda la eficacia de los monopolios estatales para prestación de los servicios públicos, iniciándose grandes reformas en algunos países tales como el Reino Unido, Noruega y Chile. A principios de los años noventa se vio la necesidad en Colombia de modernizar el sector eléctrico, abriéndolo a la participación privada y siguiendo un esquema similar a los países pioneros en este desarrollo, en especial el Reino Unido. Esta reestructuración se realizó con las leyes 142 y 143 de 1994, las cuales definieron el marco regulatorio para establecer las condiciones que permitieran que su desarrollo estuviese determinado en un esquema de mayor competencia. La ley 143 dio origen al Mercado Mayorista de Energía Eléctrica. La reglamentación de este mercado fue desarrollada por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG. Para este propósito, la Comisión se asesoró de consultores nacionales e internacionales y con apoyo de las empresas del mismo sector, promulgó las reglamentaciones básicas y puso en funcionamiento el nuevo esquema a partir del 20 de julio de 1995. Los cambios propuestos para Colombia por el gobierno fueron los siguientes:

4

• Introducir competencia en el sector eléctrico • Permitir la inversión nacional y extranjera, con el fin de privatizar las compañías

estatales • Eliminar la integración vertical, separando los negocios de transmisión, distribución y

generación • Dejar al Estado el papel de ente regulador

Actualmente la estructura institucional del sector eléctrico es la que se muestra en la figura1.

Figura 1. Estructura institucional actual del sector eléctrico. Fuente: ISA S.A. Siglas utilizadas

DNP: Departamento Nacional de Planeación DGE: Dirección General de Energía MME : Ministerio de Minas y Energía MHCP : Ministerio de Hacienda y Crédito Publico UPME: Unidad de Planeación Minero-Energética CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas SSPD: Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios CNO: Consejo Nacional de Operación CND : Centro Nacional de Despacho ASIC : Administración del Sistema de Intercambios Comerciales

5

1.1. EVOLUCIÓN DEL MARCO REGULATORIO REFERENTE AL CARGO POR CAPACIDAD En la resolución 53 de 1994, se estipula el calculo por una remuneración por respaldo y el cargo por potencia para los generadores de energía eléctrica con el fin de garantizar las cantidades demandadas de energía eléctrica. En la resolución 01 de 1996, se estipula la creación de un cargo por capacidad a partir del primero de enero de 1997; posteriormente, en la resolución 116 de 1996 por la cual se precisa el método de cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad, se aplaza su fecha de entrada en vigencia. En la resolución No.113 de 1998, Por la cual se aclara el alcance de algunas definiciones establecidas en el Código de Operación (Resolución CREG-025 de 1995), se modifican y/o complementan algunas disposiciones establecidas en la misma Resolución, se ajusta el Numeral 3 del Artículo 1o de la Resolución CREG-100 de 1997, se ajustan el Artículo 4o y el Literal e) del Anexo No. 1 acerca calculo índices de indisponibilidad de generación de la Resolución CREG-116 de 1996. En la resolución 47 de 1999, el parágrafo 3º. del artículo 4º. de la Resolución CREG-116 de 1996 modificado por el artículo 4º de la Resolución CREG-113 de 1998, previó que cuando la CREG lo considerara conveniente podría flexibilizar por vía general, la garantía en el suministro del combustible y del transporte del mismo, para efectos de la remuneración del Cargo por Capacidad. En 1999 la Comisión de Regulación de Energía y Gas –CREG- realizó algunos ajustes a las garantías financieras en el SIC, la información para calcular el Cargo por Capacidad, y los procesos de liquidación y asignación de los sobrecostos operativos de la operación, también conocidos como restricciones. Además, mediante la resolución 68 de 1999, creó un nuevo Comité encargado de hacer seguimiento al Sistema de Intercambios Comerciales, denominado Comité Asesor de Comercialización. Para la información utilizada para el cálculo del Cargo por Capacidad, la CREG, en la Resolución 047 de 1999, establece que los agentes deben declarar la información directamente a la Comisión y que posteriormente ésta será auditada con el fin de detectar discrepancias en los valores de los parámetros reportados por los agentes. La Resolución 070 de 1999 establece la obligación de pago anticipado de las transacciones en el mercado mayorista, basado en preliquidaciones semanales, como una de las formas de garantizar los compromisos en dicho mercado. Adicionalmente, faculta al Administrador del SIC para aplicar el procedimiento de limitación de suministro a las empresas intervenidas por la Superintendencia de Servicios Públicos, cuando éstas no cumplan con sus obligaciones causadas con posterioridad a la fecha de entrada en vigencia de dicha resolución.

6

Figura 2. Evolución normativa del cargo por capacidad en Colombia. Fuente: CREG Consecuente con el nuevo esquema para la determinación de generaciones de seguridad, en la Resolución CREG 074 de 1999 se definió un nuevo esquema para el pago de los sobrecostos operativos. Los generadores, quienes venían pagando el 50% de las restricciones globales, a partir de junio 30 de 2000 no participan en el pago de este concepto. A partir de esa fecha, los comercializadores asumen el 100% de las restricciones, mientras que los distribuidores y los transportadores regionales participarán en el pago de las mismas, cuando se originan en deficiencias en sus redes o en la conexión al Sistema de Transmisión Nacional. Adicionalmente, en la Resolución CREG 075 de 1999, la CREG define las reglas aplicables al Servicio de Regulación Secundario de Frecuencia. Aunque este servicio se había

Res 53/1994

Res 22/1996

Res 80/1996

Res 87/1996

Res 98/1996

Res 116/1996

Res 113/1998

Res 47/1999

Res 81/2000

Res 1/1996 Res 214/1997 Res 36/1998 Res 107/1998 Res 59/1999 Res 20/2000 Res 72/2000 Res 82/2000 Res 83/2000 Res 90/2000 Res 102/2000 Res 111/2000

7

considerado en los sobrecostos de seguridad del sistema, a partir de junio 30 de 2000, los generadores serán responsables comercialmente por la prestación y pago de este servicio. En la Resolución CREG 068 de 1999 se creo el Comité Asesor de Comercialización –CAC-, y se le encargan las funciones de seguimiento del Sistema de Intercambios Comerciales y de todos los aspectos comerciales del mercado. Este Comité está compuesto por nueve de los comercializadores que participan en el mercado y que desarrollan la comercialización propiamente dicha o con actividades conjuntas de comercialización-generación y comercialización-distribución. Durante el año 1999 la CREG terminó los cambios que se venían gestando desde el año 1998 en cuanto a la determinación del ingreso regulado de los transportadores y al mecanismo de competencia en la expansión del Sistema de Transmisión Nacional – STN -. Adicionalmente, en la Resolución CREG 043 de 1999 se estableció un nuevo esquema para el pago del servicio de transporte por parte de sus usuarios. De otra parte, se establece un cambio en la metodología de liquidación de cargos, al pasar de valores horarios y zonales a un cargo estampilla nacional por periodos de carga, el cual es independiente de la ubicación de la demanda de los comercializadores Así mismo a los transportadores propietarios del STN se les remuneran sus activos con base en la red real valorada a costos unitarios, y no con base en una red mínima, tal como estuvo vigente hasta el año 1999. Otro cambio importante en la regulación para el STN, y que tiene impacto directo sobre la remuneración de este servicio, es lo establecido en la Resolución CREG 072 de 1999 en cuanto a las normas de calidad aplicables a los Servicios de Transporte de Energía Eléctrica en el STN y de Conexión al STN. Los transportadores que no cumplan con las metas propuestas para los indicadores de calidad, verán disminuido su ingreso. En la resolución 81 de 2000, se introducen señales necesarias para la sostenibilidad del SIN a largo plazo, para la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio, consistentes en evaluar la firmeza de cada planta de generación y dar una mayor estabilidad al cargo por capacidad en su variación anual. Se determina la realización de una auditoria externa posterior que avala la veracidad y precisión de la información reportada de acuerdo a la resolución 82 de 2000. En la resolución 111 de 2000, se abordan la confiabilidad y la prestación eficiente del servicio público domiciliario de electricidad y consiste en evaluar la firmeza específica de cada planta o unidad de generación y dar una mayor estabilidad al cargo en su variación anual.

8

2. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOLSA DE

ENERGIA

En 1999, el Mercado Mayorista de Electricidad enfrentó una situación crítica, generada principalmente por la caída en la demanda, situación que se relaciona primordialmente con la recesión económica que afectó al país. La situación resultante originó condiciones de muy alta competencia en la oferta, con el consecuente impacto en los precios del mercado. Los precios reales de electricidad en la Bolsa y en los contratos de largo plazo del año objeto del análisis, fueron los más bajos observados desde el inicio del actual esquema de mercado, implantado en julio de 1995. La dinámica regulatoria continuó especialmente en los siguientes aspectos: la reglamentación de garantías financieras, incluyendo la opción de depósitos anticipados, el desarrollo de un nuevo esquema para el pago de los sobrecostos operativos por restricciones en las redes de transporte y la creación, a partir de enero de 2000, del Comité Asesor de Comercialización como organismo asesor de la CREG en aspectos comerciales del mercado, entre otros. 2.1. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL MERCADO En el segundo año de funcionamiento del nuevo esquema comercial, se dio paso a la disminución de la obligatoriedad de contratación de energía a largo plazo para los comercializadores que atienden a clientes regulados. Se disminuyó el volumen de contratación a largo plazo, para garantizar el suministro a clientes regulados de un 80% a un 60% en el total de la demanda de este tipo de clientes, siendo válido para 1998 este mismo porcentaje. En 1999 se redujo al 30%, y a partir del año 2000 los comercializadores tuvieron plena libertad de comprar el total de la energía en bolsa o a través de contratos a largo plazo. El Mercado de Energía Mayorista en Colombia se realiza en el Sistema de Transmisión Nacional -STN- (red de 220 kV y 500 kV). El producto entregado es homogéneo, el precio es determinado en forma horaria por el proceso de ofertas realizado por los generadores. 2.2. COMPOSICIÓN DEL MERCADO MAYORISTA El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica está conformado por: • Agentes generadores que producen la energía eléctrica. • Agente comercializadores que representan la demanda de los clientes en este mercado.

Los comercializadores que fueron conformados inicialmente, en su gran mayoría por las empresas distribuidoras, han vivido un auge con el ingreso de municipios con demanda mayor a 1 MW, con la activa participación de comercializadores independientes y con la creación del agente comercializador en las empresas generadoras. Uno de los cambios importantes en el mercado es el establecimiento de limites para que los usuarios finales se puedan considerar como no regulados. Estos limites han ido bajando

9

desde la creación y a partir del 1 de enero de 2000, deben tener como requisito un valor de demanda máxima promedio en los últimos seis meses, mayor o igual a 0.1 MW o 55 MWh/ de consumo mensual. Estos clientes tienen la oportunidad de realizar sus compras de energía a los comercializadores bajo un contrato libre, o también pueden conformar una comercializadora y participar directamente en la Bolsa de Energía.

• El Sistema de Transmisión Nacional -STN-: al cual todos los agentes tienen libre

acceso, lo cual les permite realizar transacciones entre sí mediante el pago de los cargos por conexión y uso de la red.

• La Bolsa de Energía establece el programa horario de generación y el precio de bolsa

para las transacciones de energía, a partir de las ofertas de precio y de la declaratoria de disponibilidad de cada recurso. El precio de bolsa junto con los contratos a largo plazo son la base para realizar la liquidación de los intercambios comerciales entre agentes.

El Mercado Mayorista, al 31 de diciembre de 1999, estaba conformado por 29 empresas generadoras, con una capacidad de 11,685 MW. La composición de la generación del año fue de un 19.88% térmica y 80.12% hidráulica. Los generadores representan un total de 89 unidades térmicas, 26 plantas hidráulicas y 3 interconexiones internacionales (con capacidad de 240 MW). Las empresas comercializadoras que participaron con transacciones durante el año eran 57, con una demanda comercial durante el año 1999, de 40,406 GWh. El STN esta conformado por 12 empresas, donde, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. -ISA- representa el 73.33% . En la Figura 3 se ilustra mas detalladamente el funcionamiento del mercado de energía eléctrica.

Figura 3. Esquema del mercado eléctrico Colombiano. Fuente: ISA S.A.

COMERCIALIZACIÓN

DISTRIBUCIÓN

TRANSMISIÓN

CLIENTES

GENERACIÓN

OPERACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista

Los comercializadores Trasladan sus costos a los clientes

10

El Mercado Mayorista de Energía está regulado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- y vigilado por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios -SSPD-. Es muy importante comprender que el mercado de energía eléctrica tiene unas características especiales, al transarse: no es un producto tangible, no almacenable y sobretodo que no tiene sustitutos. Por lo tanto, no se puede aplicar algunas normas de libre mercado que poseen otros productos tangibles y almacenables. Ahora bien, la situación económica del país afecta directamente el crecimiento de la demanda de energía eléctrica, como se muestra en la Figura 4.

-1,5

-1

-0,5

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

PORCENTAJES

Ene-

00

Feb-

00

Mar-

00

Abr-

00

May-

00

Jun-

00

Jul-

00

Ago-

00

Sep-

00

Oct-

00

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00

Dic-

00

Ene-

01

Feb-

01

Mar-

01

Abr-

01

May-

01

Jun-

01

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Ago-

01

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01

Oct-

01

Nov-

01

Dic-

01

MESES

Figura 4. Tasas de crecimiento de la demanda de electricidad años 2000 - 2001. Fuente: ISA S.A. La importancia de garantizar la generación futura de energía se encuentra asociada con el crecimiento poblacional y económico, así como se muestra en la Figura 5 existe una gran correlación entre el crecimiento de la demanda de energía y el crecimiento del PIB.

11

-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

Jun-94 Oct-95 Mar-97 Jul-98 Dic-99 Abr-01 Sep-02

MESES

% C

RE

CIM

IEN

TO

PIB

Demanda Electricidad

Figura 5. Demanda de electricidad Vs el PIB años 1995-2001. Fuente: DANE 2.3. AGENTES REGULADOS Y NO REGULADOS Los agentes no regulados son aquellos usuarios de la energía eléctrica que consumen 1Mw o 55 Mwh-mes, por lo tanto, pueden tener acceso a otras condic iones económicamente favorables que les permite una mayor competitividad empresarial, de esta manera podrán escoger el proveedor con el cual consideren prudente realizar su compra de energía eléctrica. Un Usuario No Regulado es un consumidor que gracias a superar un nivel límite de consumo, puede negociar libremente la tarifa de suministro de electricidad con el comercializador que desee. A este usuario se le llama No Regulado precisamente porque sus tarifas no están reguladas por la Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG- sino que son acordadas mediante un proceso de negociación entre el consumidor y el comercializador.2Los demás usuarios que no alcanzan los niveles de consumo mencionados anteriormente, son catalogados como usuarios regulados. En la Figura 6, se observa que el crecimiento que han tenido los usuarios no regulados lo que les ha permitido obtener mejores condiciones de negociación de las tarifas de energía eléctrica.

2 www.isa.com.co

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Figura 6. Número de usuarios no regulados 1995-2001. Fuente: ISA S.A.

El número de agentes registrados en el mercado, alcanzó, al 31 de diciembre de 1999, según la UPME, 102 comercializadores y 58 generadores. De éstos, 57 comercializadores (7 menos que en el 2000) y 33 generadores (2 menos que en el 2000) realizaron transacciones comerciales durante el año como se muestra en la Figura 7.

13

Figura 7. Número de agentes comercializadores y generadores en el mercado 1995-2001. Fuente ISA S.A. 2.4. VOLATILIDAD DE LOS PRECIOS La volatilidad de los precios se observa analizando los precios de bolsa de energía, los cuales se encuentran en la Tabla 1., evidenciándose esto en agosto y septiembre de 1997 cuando el precio de la electricidad aumenta de $43.03/Kwh a $140.99/Kwh.

($ /Kwh) MES 1996 1997 1998 1999 2000 2001

ENERO 35,71 24,54 136,7 27,95 45,76 70,7FEBRERO 21,24 29,49 150,89 27,62 51,27 86,83

MARZO 16,86 27,75 94,02 24,61 48,49 72,35ABRIL 16,92 26,72 56,99 27,02 48,25 66,79MAYO 15,86 36,79 27,38 29,24 47,64 50,48JUNIO 15,82 35,02 20,28 31,38 50,76 43,34JULIO 15,64 34,04 21,53 32,74 53,02 40,07

AGOSTO 17,86 43,03 23,85 36,23 66,14 39,47SEPTIEMBRE 27,4 140,99 25,05 39,6 77,11 45,9

OCTUBRE 19,03 143,03 25,68 37,79 70,29 47,52NOVIEMBRE 32,19 136,27 26,82 37,2 63,64 38,49DICIEMBRE 28,26 132,5 26,52 40,46 70,45 34,3PROMEDIO 21,06 66,74 52,31 32,71

Tabla 1. Precios promedio de bolsa de energía. Fuente: ISA S.A.

14

En la Figura 8; se puede observar que en los últimos años no se ha presentado una volatilidad muy marcada en los precios de la energía eléctrica; sin embargo, las condiciones cambiantes del mercado ocasionan que se mantenga una constante supervisión. Durante los últimos 6 años no se observa una tendencia al incremento de los precios de Bolsa de energía, ni en los periodos de verano, ni en los periodos de invierno estipulados por la CREG.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

ENER

O

FEBR

ERO

MARZO

ABRIL

MAYO

JUNIO

JULIO

AGOS

TO

SEPT

IEMBR

E

OCTUBR

E

NOVIE

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Meses

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ad e

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eso

s

Serie1

Serie2

Serie3

Serie4

Serie5Serie6

Figura 8. Precios de bolsa 1996-2001. Fuente: ISA S.A. En la Figura 9 se observa una continua variación de precios típica de un mercado de oferta y demanda; sin embargo, es preocupante que vuelvan a ocurrir episodios como el presentado en 1997.

2001

2000

1999

1998

1997

1996

15

-100,00%

-50,00%

0,00%

50,00%

100,00%

150,00%

200,00%

250,00%

Feb-9

6

May-96

Ago-9

6

Nov-96

Feb-9

7

May-97

Ago-9

7

Nov-9

7Fe

b-98

May-98

Ago-9

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Nov-9

8Fe

b-99

May-99

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Nov-99

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Nov-00

Feb-0

1

May-01

Ago-01

Nov-01

Meses

Variación de precios

Figura 9. Porcentajes de variación de precios en bolsa de energía. Fuente: CREG 2.5. PROCEDIMIENTO DE DECLARACIÓN DE DISPONIBILIDAD Y PRECIO DE OFERTA Todos los días antes de las 09:30 horas, en forma confidencial, cada agente generador hace una oferta de precio en pesos por megavatio - hora ($/MWh) y declara la disponibilidad (MW) de cada uno de sus recursos de generación. Estas ofertas son enviadas a un buzón electrónico dispuesto para este efecto en el Centro Nacional de Despacho -CND- en Medellín. Estos agentes están obligados a participar en la oferta en la bolsa cuando tienen capacidad de generación igual o mayor a 20 MW. Los generadores con capacidad entre 10 MW y menos de 20 MW tienen la opción de participar en la misma. Los cogeneradores pueden vender sus excedentes y atender sus necesidades en el Mercado de Energía Mayorista, previo cumplimiento de los requisitos exigidos por la CREG de acuerdo con las condiciones que se presentan en la Resolución CREG 085 del 15 de octubre de 1996 y otras resoluciones, y de conformidad con el estatuto de racionamiento (Resolución CREG 217 del 22 de octubre de 1997) en su artículo 12, el cual expresa: "Con el único propósito de aumentar la disponibilidad de energía eléctrica en el SIN, el CND evaluará la necesidad de contar con energía adicional proveniente de Autogeneradores, Cogeneradores y Plantas Menores en forma preventiva y previa a la declaración de un Racionamiento Programado, o durante una situación de Racionamiento Programado. Al respecto emitirá concepto con recomendaciones específicas sobre el período previsto de aplicación de esta medida. Dicho concepto será enviado inmediatamente al Ministro de Minas y Energía, a la CREG y al

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Director del CNO. Valorado el concepto del CND, el Ministro de Minas y Energía podrá anunciar públicamente que los agentes mencionados podrán participar transitoriamente en el mercado mayorista de electricidad", para lo cual es necesario contar con el contador de energía, el cual debe cumplir con el Código de Medidas. Las ofertas se realizan para cada una de las 24 horas del día siguiente. A las 09:30 horas se suspende la recepción de las mismas, se abre el buzón y el Despacho Económico selecciona las mejores para establecer el programa de generación. Para aquellos recursos para los cuales no se realizaron ofertas, se toma la última oferta presentada. De tal forma que el mercado encuentra puntos de encuentro entre demanda y oferta como muestra la Figura 10.

Figura 10. Curvas de oferta y demanda de energía eléctrica. Donde P es precio y D es demanda de energía eléctrica. Igualmente la reglamentación, hasta el 30 de Noviembre de 1997, cuando el nivel de un embalse se encontraba por debajo del Mínimo Operativo Superior -MOS-, la oferta se intervenía y se cambiaba por el valor de la oferta más alta y se le sumaba $1/MWh. A partir del 1 de Diciembre de 1997 entró en vigencia la Resolución CREG 215 del 22 de Octubre de 1997, con la cual se modificó el procedimiento establecido para la intervención de los precios de oferta. El precio de intervención se calcula teniendo en cuenta los costos de racionamiento estimados por la Unidad de Planeamiento Minero Energético - UPME - y el precio de oferta de referencia. Se determina el mayor precio ofrecido que sea inferior al Costo de Racionamiento 1 (tal como se define en la resolución CREG 215 de1997), exceptuando los precios de oferta considerados por: otras plantas intervenidas, plantas con disponibilidad igual a cero y otras plantas de propiedad de la empresa dueña de la planta, cuyo precio de oferta se está interviniendo. El precio así calculado se denominará Precio de Oferta de Referencia.

Demandada Oferta $/Kwh

Kwh D*

P*

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Se determina entonces el Precio de Intervención, el cual reemplazará el precio de oferta correspondiente, mediante la interpolación lineal entre los precios asociados con el nivel de embalse. Esta intervención permite asegurar un nivel de reservas que respalde el cubrimiento de la demanda con adecuada confiabilidad, aún en condiciones extremas de bajos caudales. Estas ofertas y la declaratoria de disponibilidad se llevan a consulta pública a más tardar a las 11:00 horas. Así los agentes pueden conocer las ofertas de todos los participantes en el Mercado. El Centro Nacional de Despacho elabora el despacho económico para las 24 horas del día siguiente y lo envía a los generadores antes de las 14:00 horas. En el CND se reciben las ofertas y las demandas de energía eléctrica, tal como lo muestra la Figura 11. Figura 11. Mercado de Energía Eléctrica. Donde P es precio y Q es cantidad de energía eléctrica. 2.6. PROGRAMA DE DESPACHO ECONÓMICO Esta etapa del proceso operativo establece el despacho económico o programa de generación para cubrir la demanda esperada. Se usan, para cada hora, los recursos de menor precio, cumpliendo con las condiciones límite que tiene el sistema: los requisitos de reserva rodante, las inflexibilidades de las plantas y las restricciones del sistema. El sistema plantea diferentes precios a diferentes horas de acuerdo con las cantidades a demandar según como muestra la figura 12. Figura 12. Escala de configuración de precios (P) y cantidades (Q) en cada hora.

P1

P2

P3

Q1 Q2 Q3 Kwh

$

Subasta “Pool”

Generadores

P* , Q*

Ofertas Demanda

Distribuidores, Comercializadores y Usuarios

CND

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El programa de generación o despacho está conformado por la cantidad de energía que cada una de las plantas hidráulicas y unidades térmicas debe generar en cada hora. Este programa se comunica a los agentes generadores antes de las 14:00 horas para su aplicación al día siguiente. El CND, es el encargado de vigilar la operación del SIN para asegurar las condiciones de continuidad y calidad establecidas por la norma. Adicionalmente coordina los Centros Regionales de Despacho -CRD-, los cuales, a su vez, se encargan de la operación de la red regional. Para este efecto, el CND y los CRD’s utilizan herramientas de supervisión y control apoyadas en un sofisticado equipo de comunicaciones, que permiten disponer de la información en tiempo real, lo que posibilita determinar y evaluar permanentemente el estado del sistema. 2.7. REDESPACHO Durante el día se pueden presentar eventos en el sistema que obligan a ajustar el programa inicial. Esta modificación es lo que se denomina Redespacho. Como causas de redespacho se pueden mencionar: la salida de unidades, el aumento de disponibilidad de generación por entrada de unidades en mantenimiento, los cambios de los límites de transferencias ocasionados por modificaciones en la configuración de la red, las variaciones mayores de 20 MW en la demanda y el aumento o disminución de aportes a las centrales filo de agua, el aumento en la disponibilidad declarada por un agente generador por solicitud del Centro Nacional de Despacho -CND-, cuando este incremento se requiera para aumentar la seguridad en la operación del Sistema Interconectado Nacional -SIN- (resoluciones CREG 025 del 13 de julio de 1995, CREG 062 del 21 de diciembre de 1995, CREG 092 del 21 de octubre de 1996 y CREG 003 del 15 de enero de 1997). El Redespacho se realiza para cambios mayores de 5 MW. Como requisito, el agente generador debe solicitarlo hora y media antes de iniciar la vigencia de la modificación. El despacho programado es el resultante de los redespachos realizados durante el día de operación. Este es el programa que sirve de referencia para identificar las desviaciones que presenta la generación real de cada unidad térmica o planta hidráulica centralmente despachada. Diariamente, tanto generadores como comercializadores tienen a su disposición información sobre el despacho programado y las condiciones del sistema. Estos datos pueden ser utilizados para la definición de las ofertas de los días siguientes. 2.8. PROCEDIMIENTO COMERCIAL El funcionamiento de la Bolsa de Energía se inicia con la recolección de la información de la generación real que consta de los datos medidos, hora a hora, de cada uno de los 27 generadores activos en el mercado. Incluye también el detalle de cada uno de los puntos de frontera de los 61 comercializadores existentes en el año 2000 que reportan información.

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En total, entre generadores y comercializadores existen 2793 puntos de medición, de los cuales 968 fueron inscritos en 1999. Este aumento se debió a la dinámica de los diferentes comercializadores para tener una mayor cobertura de clientes no regulados. Es importante anotar que según se establece en la Resolución CREG 135 del 12 de agosto de 1997, a partir del 1 de enero de 1998 los agentes comercializadores reportan todos los consumos de sus clientes no regulados, y para tal efecto, tienen inscritas sus fronteras comerciales, sin importar en cual mercado de comercialización se encuentra localizado el cliente, previo el cumplimiento de los requisitos exigidos en el Código de Medida (Resolución CREG 025 del 13 de julio de 1995). Al día siguiente de la operación llegan todas las lecturas de los contadores de energía horariamente: de los generadores antes de las 8:00 horas y de los comercializadores antes de las 16:00 horas. La información se envía en forma electrónica al Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales -ASIC-, encargado de realizar el proceso de liquidación de acuerdo con la reglamentación (Resolución CREG 024 del 13 de julio de 1995 y siguientes que la modifican y complementan). 2.9. PRECIO DE BOLSA El precio de Bolsa está definido como el precio de oferta más alto en la hora respectiva correspondiente a las plantas generadoras requeridas en el despacho ideal que no presenten inflexibilidad. Este será el precio utilizado para valorar los intercambios en la bolsa. El despacho ideal es el programa de generación que resulta de usar los recursos más económicos hasta cubrir la demanda real más las pérdidas del STN, teniendo en cuenta la disponibilidad comercial y las características técnicas e inflexibilidades de los generadores, sin considerar las restricciones del sistema. Toma como costo de los recursos el precio de oferta para la hora respectiva con la cual fue realizado el despacho programado. Con base en la disponibilidad declarada, la disponibilidad real y las características técnicas propias de cada máquina, se determina la disponibilidad comercial. La disponibilidad real es calculada con resolución horaria por el CND con base en la ocurrencia de eventos que afecten la disponibilidad de las plantas. Estos eventos se registran con una resolución de minutos. La disponibilidad real es calculada como el promedio de la disponibilidad declarada teniendo en cuenta los eventos con resolución de minutos. Cambios en la disponibilidad programada sólo son posibles si se reportan al CND con 1.5 horas mínimo de anticipación al inicio de la operación, con el objeto de considerarlos en el redespacho. A partir del menor valor entre la disponibilidad real y la declarada, se construye la característica real de la máquina, que significa el máximo de energía que podría generar

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ésta desde el momento en que se reportó disponible. A este concepto se le conoce como Disponibilidad Comercial. Por las características técnicas propias de algunas máquinas es necesario que en determinadas horas inyecten energía al sistema, que podría ser suministrada por plantas más económicas, con el fin de que puedan estar en el nivel requerido en una hora posterior. Esta energía se considera como generación inflexible. Durante la inflexibilidad, la energía generada no requerida se le paga al generador a precio de bolsa y no al precio de oferta. En el despacho ideal y el programado, esa energía se despacha obligatoriamente sin tener en cuenta su precio de oferta. Con la disponibilidad comercial, las ofertas y la demanda real, se calcula a posteriori el despacho ideal. Este último es el más barato de todos, ya que supone una red de transporte con capacidad ilimitada (sin restricciones). Según la Resolución CREG 217 del 22 de Octubre de 1997, en caso de presentarse racionamiento programado, el procedimiento para calcular el precio de bolsa sigue siendo el mismo, es decir, a partir de las ofertas de los generadores. A partir del 1 de enero de 1997, las ofertas horarias de los generadores consideran el Costo Equivalente de Energía del Cargo por Capacidad -CEE-, el cual es calculado por el CND. Esta información se debe suministrar a los agentes del mercado tres días antes de iniciarse el mes. Con este valor se remunera el Cargo por Capacidad que empezó a regir en esta fecha. 2.9.1. Precio promedio diario de energía transada en bolsa El precio promedio diario de la energía transada en bolsa se calcula a partir de las compras o las ventas de energía para cada hora, en pesos y en magnitud. Se obtiene como el promedio ponderado de la energía valorada al precio de la Bolsa para cada hora. 2.9.2. Precio marginal promedio de bolsa de energía Para cada día del año, y para cada mes, según lo definido en la Resolución CREG 030 del 27 de marzo de 1996, se calcula el Precio Marginal Promedio de Bolsa de Energía. Este dato resulta de suponer que la totalidad de la energía generada en el país hora a hora, se transó a precio de bolsa. Es un promedio ponderado calculado como la energía de cada hora, liquidada al precio correspondiente. 2.10. CONTRATOS ENTRE AGENTES DEL MERCADO Las empresas generadoras y comercializadoras pueden realizar entre ellas contratos a largo plazo en los cuales se establece, de común acuerdo, el precio y la cantidad de energía negociada. El único requisito que deben cumplir estos contratos es que se puedan representar horariamente. Los tipos de contrato se pueden generalizar como pague lo

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demandado y pague lo contratado, con tarifas variables que dependen de la hora, el día y la estación. Los contratos a largo plazo son acuerdos comerciales para la compra - venta de energía entre generadores y comercializadores, con el fin de atender parcial o totalmente la demanda del comercializador o sus procesos de intermediación comercial, y para el cubrimiento del riesgo de los generadores y comercializadores en sus contratos o en su gestión. Aunque existe mucha libertad en las formas de negociación, los contratos deben tener la capacidad de ser representados a nivel horario en magnitud y precio. Los contratos nuevos o modificaciones deben ser registrados ante el administrador del SIC - ASIC - por cualquiera de las partes firmantes como mínimo con cinco (5) días hábiles de anticipación a la fecha de entrada en vigencia (Resolución CREG 003 del 14 de enero de 1998). Cuando se refiere a una cesión del contrato, ésta debe reportarse al ASIC mínimo con dos (2) días de anterioridad. Las empresas generadoras y comercializadoras deberán registrar ante el administrador del SIC, todos los contratos de energía a largo plazo celebrados entre ellos. Para esto se requiere: • Que las partes que intervienen en el contrato se encuentren debidamente registradas

ante el SIC, de manera individual, para esto requieren presentar un contrato de mandato con el administrador del SIC para la facturación, pago y recaudo de los valores correspondientes a las transacciones realizadas en la Bolsa de Energía.

• Si existe alguna necesidad de aclaración en relación a los contratos por parte del ASIC, tiene un plazo de tres (3) días hábiles para solicitarlas. El contrato se despachará a partir del quinto día hábil posterior a la fecha de recibidas las aclaraciones (Resolución CREG 003 del 14 de enero de 1998).

Adicionalmente la resolución CREG 003 de 1998 establece como requisito indispensable para el registro de un contrato, que este contenga reglas claras para determinar hora a hora, para el período de duración del contrato, las cantidades de energía exigibles bajo el contrato y el precio respectivo. En caso de que el despacho del contrato dependa de variables no contenidas en el mismo, o no disponibles dentro de los procedimientos normales del ASIC, los agentes involucrados en el contrato deberán suministrar un procedimiento claro y expedito para el despacho del mismo. 2.10.1. Terminación de contratos En caso de terminación de un contrato antes de la fecha estipulada en el mismo, es obligación de las partes involucradas informar con una anticipación mínima de siete (7) días calendario a la nueva fecha de finalización, para que el ASIC deje de considerarlo en las liquidaciones de las transacciones de la Bolsa de Energía a partir de esa fecha.

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El ASIC informará el registro de la terminación del contrato respectivo a los dos agentes del mercado mayorista involucrados. 2.10.2. Desviaciones del programa de generación Este cargo tiene por objeto evitar las desviaciones de generación con el fin de asegurar la calidad de servicio del sistema. El pago se calcula como la diferencia entre el despacho programado y la generación real para las unidades o plantas que no participan en la regulación del sistema. Si este valor es superior al 5%, se penaliza la empresa con una retribución igual a la magnitud de la desviación, multiplicada por la diferencia entre el precio de oferta y el precio de Bolsa, para la hora respectiva. El total pagado por los generadores se distribuye entre los comercializadores en proporción a la demanda. Su liquidación es horaria y la facturación es mensual.

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3. APLICACIÓN DE UN MODELO DE TEORÍA DE JUEGOS A LA SITUACIÓN DE LA BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA Tanto el mecanismo de la bolsa de energía como la metodología del cálculo del cargo por capacidad, determinan en gran medida el precio final que tienen que pagar los consumidores. Ambos elementos dependen críticamente de la disponibilidad de generación que declaran las empresas generadoras. Este hecho permite intuir que las empresas generadoras en un mercado altamente concentrado (oligopólico), podrían manipular la capacidad disponible para su propio beneficio. Esta situación se puede ilustrar mediante un modelo en el cual las plantas generadoras determinan las cantidades que envían a la bolsa de electricidad, utilizando la metodología analítica de “TEORIA DE JUEGOS NO COOPERATIVOS” la cual permite abordar situaciones de comportamiento estratégico de los agentes económicos, en el contexto de mercados concentrados. 3.1. MODELO DE COMPETENCIA IMPERFECTA EN EL MERCADO DE

ELECTRICIDAD El análisis se efectuó mediante un juego dinámico en dos etapas, de la siguiente forma: En la etapa 1, las empresas generadoras determinan la cantidad disponible de generación. En la etapa 2, se determina el precio en la bolsa con base en la demanda prevista. Formalmente:

• Hay dos empresas generadoras • La curva de demanda que enfrentan es P (Q) = a – Q, donde Q = q1 + q2 cantidades

disponibles de las empresas 1 y 2 respectivamente. Donde a es el precio cuando las cantidades demandadas Q son iguales a cero.

• Por simplicidad, se supone que el costo marginal de producción es una constante c.

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CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD

0

20

40

60

80

100

120

1 2 3 4

Q (cantidad de electricidad)

P (p

reci

o d

e el

ectr

icid

ad)

P (precio)

Figura 13. Curva de demanda de electricidad. Fuente: Flavio Jácome El problema se resuelve por el método usual de inducción hacia atrás: Etapa 2 La empresa i, resuelve el problema de maximización de beneficio:

Max π i = I i – C i q i

Donde: π i es el beneficio de la empresa i

I i es el ingreso total de la empresa i C i es el costo total de la empresa i

Por lo tanto; el problema de la empresa 1 es:

Max π1 = P(Q) q 1 – c q 1 q1

= [ a – c – Q ] q 1 = [ a – c – q1 - q2 ] q 1 El problema de la empresa 2 es:

Max π2 = P(Q) q 2 – c q 2 q2

= [ a – c – Q ] q 2 = [ a – c – q1 - q2 ] q 2 Las condiciones de primer orden son:

dπ1 = a – c - 2q1 - q2 = 0 dq1

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dπ2 = a – c - q1 - 2q2 = 0 dq2 De donde:

q1 = (a – c - q2 )/2 (1)

q2 = (a – c - q1 )/2 (2) Dado que las dos empresas deciden sus cantidades simultáneamente, en equilibrio, declararán una cantidad disponible que es la solución al sistema de ecuaciones 1 y 2: Por lo tanto: q1 = q2 = (a – c ) / 3 y Q = 2 (a – c ) / 3

Para que las cantidades sean positivas, se debe cumplir que a > c Por lo tanto el precio de mercado en la bolsa es: P = a – Q = a – [ 2 (a – c ) / 3] = (a + 2c) /3 El beneficio de cada empresa es:

π1 = (a – c - Q ) q1 π2 = (a – c - Q ) q2 Así se puede establecer que: π i = [a – c - 2 (a – c ) / 3 ] [(a – c ) / 3 ] π i = (a – c )2 / 9 3.2. ESTRATEGIA DE MANIPULACION DE LA CANTIDAD DISPONIBLE Y

COMPETENCIA CON TECNOLOGÍAS DIFERENTES Las empresas podrían manipular la cantidad disponible de generación, haciendo, por ejemplo, acuerdo de colusión, para aumentar sus beneficios. Si las dos empresas hacen un acuerdo de colusión, el problema que resuelven es:

Max π1 + π2 = [ I 1 – C 1] + [ I 2 – C 2] q1, q2 = [ I 1 + I 2] - [C 1 + C 2]

= P(Q) q 1 + P(Q) q 2 – c q 1 – c q 2 = P(Q) [ q 1 + q 2] – c [ q 1 + q 2]

= P (Q) . Q – c Q

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= [a – c - Q] Q Las condiciones de primer orden son: d(π1+π2) = a – c – 2Q = 0 dQ Por lo tanto Q = [ a – c ]/ 2 Esta es la cantidad que produciría un monopolio. Como cada empresa tiene costos de producción iguales, entonces cada una produce la mitad de la cantidad total, de manera que: q 1 = q 2 = Q/2 = [a – c] / 4 Se observa que la cantidad total disponible bajo el acuerdo de colusión [a – c] / 2 es menor que la cantidad total disponible cuando no hay acuerdo de colusión 2/3 (a– c). El precio en bolsa bajo el acuerdo de colusión es P = a Q = a – [( a – c )/ 2] = (a + c )/2 Por lo tanto, mediante la estrategia de declarar una cantidad menor, bajo el acuerdo de colusión, se genera en bolsa un precio mayor: (a + c ) / 2 > ( a + 2c) / 3, dado que a > c Los beneficios de las empresas bajo colusión, son:

π1 = P q1 - c q1 π2 = P q2 - c q2 Así se puede establecer que: π i = P qi - c qi = [P – c] qi = [[(a + c )/ 2 ] - c ] [(a – c ) / 4 ] π i = [(a – c ) / 2 ] [(a – c ) / 4 ] = (a – c )2 / 8 Se observa que el acuerdo de colusión, que implica la declaración de una cantidad disponible menor, genera un beneficio mayor para ambas empresas. De los ejercicios realizados se puede extractar la siguiente comparación:

Competencia sin colusión Competencia con colusión qi = (a – c) / 3 qi = (a – c) / 4

P = ( a + 2 c)/ 3 P = ( a + c)/ 2 Q = 2/3 (a – c) Q = (a – c)/2 π i = (a – c )2 / 9 π i = (a – c )2 / 8

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La teoría de juegos plantea posibles estrategias que se pueden llevar a cabo en el Mercado para crear beneficios o perjuicios ya sean individuales o colectivos. Como una estrategia posible de los generadores declarando una cantidad disponible menor se puede manipular el precio del Mercado, que a su vez muestra un mercado con menos cantidad de energía disponible y finalmente se genera mayor beneficio para los generadores. En 1993 Exelby y Lucas plantearon un modelo en el que los generadores tienen incentivos a crear escasez artificial declarando indisponibilidades, siendo los generadores con mayor capacidad los que tendrían mayores beneficios al ofrecer capacidad no disponible; bajo estas condiciones el modelo no presenta incentivos a realizar inversiones en capacidad y al llegar un nuevo generador los generadores preexistentes declaran menos capacidad con el fin de no sobre ofertar energía eléctrica.3 Ahora se analiza qué ocurre cuando la competencia se presenta entre empresas con tecnologías diferentes y por lo tanto se poseen costos de producción independientes. Dadas las condiciones mencionadas se asignarán cantidades numéricas a las variables con el propósito de observar cuantitativamente los resultados del ejercicio, de tal manera que a = 100, c1 = 4 y c2 = 8. π1 = ( a – c1 – Q) q1 Sustituyendo en el beneficio de la empresa 1 obtendremos su respectiva participación en el mercado, q1 = ( a – c1 – q2 )/ 2 De igual forma, para la empresa 2 su beneficio será: π2 = ( a – c2 – Q) q2 Obteniendo q2 = ( a – c2 – q1 )/ 2 Reemplazando, q1 = ( a – c1 – [( a – c2 – q1 )/ 2 ] )/ 2 2 q1 = a – c1 – [( a – c2 – q1 )/ 2 ] 4 q1 = 2a – 2c1 – a + c2 + q1 q1 = (a – 2c1 + c2 ) / 3 Así q1 es igual a 33.33 y por lo tanto, q2 es igual a 29.33. Q = q1 + q2

Q = 33.33 + 29.33 = 62.66 Entonces, P = a - Q P = 100 – 62.66 = 37.33

3 Instituto de Economía Pública para Iberdrola. Subastas y contratos en el mercado de la electricidad. 1994. Pag. 29-30

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π1 = ( a – c1 – Q) q1 π1 = ( 100 – 4 – 62.66 ) 33.33 = 1111.2222 π2 = ( 100 – 8 – 62.66 ) 29.33 = 860.5422 Ahora, el enfoque del estudio debe ser global por lo tanto, no se puede apartar de las desviaciones del mercado, planteadas con el modelo de teoría de juegos que pueden llegar a desvirtuar cualquier iniciativa en pro del mejoramiento del sistema de pago del cargo por capacidad, ya que la situación oligopólica de la generación eléctrica permite quebrantar cualquier buena iniciativa a favor de los usuarios. En diciembre de 1999, Acolgen contrató un estudio de “ Posición Dominante en la Actividad de Generación de Energía Eléctrica en Colombia”4 ejecutado por Hagler Bailly de los cuales podemos rescatar las siguientes afirmaciones:

• El 67% del parque de generación eléctrica en Colombia depende de cuatro empresas (Emgesa, EEPPM, Isagen y Corelca), por lo tanto se puede considerar un oligopolio con una estructura moderada.

• Bailly asegura que para que un generador pueda manipular el precio del mercado deberá controlar la generación de 2500 MW que un poco mas del 20% del mercado, pero si revisamos detenidamente la situación podemos observar que se tiene un socio principal en Emgesa, que es el mismo socio principal de CHB sumando un 24% de la capacidad de generación; sobretodo, cabe anotar que en el estudio no se tuvo en cuenta la posibilidad de que dos de los grandes generadores se unieran para manipular el precio y al suceder esto se puede manipular desde un 25% hasta un 41% de la capacidad de generación en el país. Y de los proyectos registrados lo únicos que se encuentran en ejecución son: Porce III, La Vuelta y La Herradura pertenecen a EEPPM

4 Baily, Hagler. Posición dominante en la actividad de generación de energía eléctrica en Colombia. Acolgen. 1999.

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4. FUNDAMENTOS TEÓRICOS DEL CARGO POR CAPACIDAD 4.1. CONFIABILIDAD DEL SISTEMA Se considera que un mercado oligopólico bajo un régimen regulatorio del Estado, da como resultado un mecanismo de precios de mercado; se parte de un escenario con una determinada capacidad instalada. Así, la demanda se estima y los generadores ofrecen sus precios con sus capacidades. Las unidades van de acuerdo a sus precios construyendo la curva de suministros. Se despacha de acuerdo con las prioridades, cantidades y precios del mercado. Entonces, las empresas se cuestionan acerca de las estrategias y comportamientos del mercado. El análisis se simplifica a que la demanda se realiza antes de los precios. De esta manera, los precios y las decisiones de consumo no se pueden tomar con la rapidez suficiente para establecer el equilibrio eléctrico por esta razón cualquier país puede llegar a tener problemas de capacidad para alcanzar el total de la demanda. Por otro lado, la demanda tiende a variar muy sistemáticamente entonces cuando los pronósticos se realizan son para intervalos de tiempos en los cuales los generadores podrán pronosticar la demanda con un buen grado de precisión y la inseguridad residual será pequeña. Sin embargo, las condiciones dadas por el mercado hacen que los generadores nunca deseen mantener exceso de capacidad, aquí es donde debe entrar a operar un régimen regulatorio bajo constante revisión. 5 Cuando el sistema posee un alto porcentaje de generación hidroeléctrica, los efectos climáticos entran a jugar un papel importante en la confiabilidad del sistema. El impacto directo al no producirse un seguimiento adecuado de la demanda de energía eléctrica se refleja en problemas de abastecimiento de energía eléctrica, específicamente en cortes y suspensiones dentro del sistema de un país. En es momento, los consumidores entran en grandes dificultades por las mismas características de la energía eléctrica ( no almacenable y sin muchos sustitutos), en esos momentos el porcentaje de suspensiones de la energía eléctrica se vuelve proporcional a los costos de no suministro de energía eléctrica para todos los usuarios. Posteriormente, comienzan los debates por el costos de suministro de energía eléctrica, el costo de no suministro de energía eléctrica y el costo de improvisar rápidamente nueva capacidad de energía eléctrica.6 Cuando se genera el riesgo de no suministro de energía eléctrica, se puede establecer un nivel de riesgo en perjuicio económico para cada consumidor o el consumidor puede establecer lo que esta dispuesto a pagar por una unidad adicional de energía eléctrica en caso de no suministro. Un país no puede asegurar su crecimiento económico sin garantizar a su aparato económico la confiabilidad de un sistema energético nacional suficiente.

5 Memorandum from Department of Economics. Capacity investment and competition in decentralised electricity markets. University of Oslo. No 27, november 1997. Pág. 4 6 McCullough, Robert. Can Electricity Markets Work Without Capacity Prices?. Public Utilities Fortnightly. Marzo 15 de 1998.

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Algunas causas de incertidumbre que se pueden generar en un mercado de energía eléctrica: 7

• Incertidumbre tecnológica (innovación en la tecnologías, de generación de electricidad, de transporte, etc)

• Incertidumbre sobre la evolución de la demanda. Esta incertidumbre esta asociada al ciclo económico, que no es determinista, lo que genera fluctuaciones aleatorias tanto en la demanda agregada de una determinada economía como en la oferta.

• Incertidumbre sobre los costos. Hay incertidumbres sobre los costos futuros de construcción de plantas generadoras, sobre el precio de las materias primas (petróleo, gas, etc)

• Incertidumbre sobre las barreras a la entrada en el mercado. No se conoce con certeza si el mercado será mas o menos competitivo (tanto en la generación como el de comercialización)

Al definir la confiabilidad del sistema se debe profundizar sobre:

• Definir claramente sobre lo que se busca retribuir. • Revisión de mecanismos de calculo de distribuciones, remuneraciones, recaudo,

liquidación y facturación de los posibles cargos que generen confiabilidad. • Establecer metodologías claras y justas para asignar las contribuciones de

confiabilidad al sistema (por zonas, horas del día, etc), que nos permitan alcanzar óptimos niveles de eficiencia y bajos costos a los usuarios.

• Calcular imparcialmente las tarifas de renumeración, de acuerdo a parámetros claros de mercado, obsolescencia, costo

4.2. MARCO TEÓRICO DEL CARGO POR CAPACIDAD El cargo por capacidad es una señal de economía a largo plazo, dirigida a orientar una inversión futura y el mantenimiento en activo de los generadores existentes, con unos determinados objetivos de garantía de suministro. En principio parece deseable que esta señal de largo plazo no interfiera con la señal eficiente de corto plazo que es el precio del mercado. Se recomienda asociar el cargo por capacidad a la disponibilidad real cuando se necesita; partiendo como parámetro de retribución la confiabilidad de cada generador, la retribución final de potencia puede hacerse dependiendo de la disponibilidad técnica real en operación, así como otras condiciones de operación, tales, como la programación del mantenimiento, el aprovisionamiento de combustibles o el volumen de agua embalsado, para incentivar adicionalmente a los generadores a contribuir a la seguridad en la operación del sistema.8

7 Instituto de Economía Pública para Iberdrola. Subastas y contratos en el mercado de la electricidad. 1994. Pag. 59 8 Pérez-Arriaga, I.J. Wholesale Marginal Prices in Competitive Generation Markets. IEEE Trans. On Power Systems. Vol 12, No 2 Mayo 1997. Pág. 15-16

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Con el propósito de asegurar precios en un mercado de competencia previniendo la volatilidad de precios se integró un elemento de capacidad incorporado en el precio de la energía eléctrica.9 La existencia de restricciones de capacidad ha llevado a plantear la necesidad de que se intercambie a un precio determinado, que puede variar de acuerdo con modelo vigente. Incluso se ha planteado que puede ayudar al aseguramiento en el financiamiento de un nuevo proyecto. Aunque también se puede apoyar en contratos a largo plazo que garanticen la obtención de recursos para inversión. 10 Se ha identificado la necesidad de crear mercados de potencia, que otorgarían a un consumidor el derecho a consumir una cantidad de kilowatios, respaldados por la generación de una planta concreta en una determinada franja horaria. Los vendedores de estos derechos son las empresas generadoras con posibilidad de respaldar la producción ofrecida o aquellos que hayan comprado estos derechos. Los compradores de los derechos de capacidad serían los comercializadores que deben garantizar el suministro.11 Los generadores podrán ofrecer dentro de un modelo de precios futuros la venta de energía y capacidad. La capacidad puede ofrecer un seguro a algunos clientes en contra de ininterrupciones y volatilidad de precios. De tal manera que el grado de producción y de consumo cambian la eficiencia del mercado.12 4.2.1. Especificación de la medida de confiabilidad y del modelo para calcularla

• Se debe especificar la medida de confiabilidad (garantía de suministro vista en el largo plazo) mas adecuada para el sistema especifico considerado. Probablemente esta medida deba ser en muchos casos el valor esperado de la energía no suministrada en un año escogido de referencia.

• Utilización de un modelo de confiabilidad apropiado para evaluar la citada medida de confiabilidad (esto es, que tenga en cuenta la aleatoriedad de las indisponibilidades, de la hidrología y de la demanda, así como la cronología de las situaciones que conducen al fallo y las estrategias de operación de los agentes del sistema: mantenimiento, gestión de embalses, etc)

4.2.2. Determinación del monto global del cargo por capacidad

• Estimación del pago unitario de cargo por capacidad

9 Instituto de Economía Pública para Iberdrola. Subastas y contratos en el mercado de la electricidad. 1994. Pág. 56 10 Ibid., Pág. 58. 11 Ibid., Pag. 48-52. 12 McCullough, Robert. Can Electricity Markets Work Without Capacity Prices?. Public Utilities Fortnightly. Marzo 15 de 1998.

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o Definición de la tecnología al margen en el sistema especifico considerado para motivos de cargo por capacidad, para un año futuro de referencia en el que se precise nueva capacidad de generación.

o Definición de un nivel adecuado de confiabilidad como objetivo para el año de referencia.

o Determinación de la retribución por cargo por capacidad RCxC ($/Mw) que precisa un grupo de la mencionada tecnología para, juntamente con sus ingresos al precio del mercado de energía eléctrica en el año y condiciones especificas de referencia, completar la recuperación de sus costos totales, fijos y variables.

• Determinación de la retribución global

o La retribución total anual ($/año) por cargo por capacidad puede obtenerse multiplicando el citado valor unitario RCxC por la demanda de punta del sistema y por un factor mayor que la unidad. Este factor representa el margen de capacidad instalada sobre la demanda de punta que se precisa de la tecnología al margen (supuesto que el parque de generación se compone totalmente de grupos de la tecnología al margen) para obtener el nivel de confiabilidad que se ha especificado como adecuado.

• Actualización de la retribución global

o Basta con aplicar el procedimiento explicado en el paso anterior para que la retribución total anual se adapte cada año al crecimiento de la demanda.

4.2.3. Determinación de las potencia equivalentes a efectos de confiabilidad A efectos de comparar adecuadamente la contribución a la garantía de suministro del sistema de cada uno de los generadores, se procederá a determinar la potencia equivalente a efectos de confiabilidad PEF de un generador g (o de un subsistema hidráulico, según se especifique) por medio del modelo de confiabilidad adoptado. 4.2.4. Asignación de ingresos por cargo por capacidad a los agentes generadores La asignación de la retribución total anual RTA por cargo por capacidad a los agentes generadores se realiza en función de sus potencias equivalentes a efectos de confiabilidad PEF y de su comportamiento real en el año para el que se realiza la asignación de ingresos, con el objeto de incentivar la aportación de disponibilidad cuando es mas necesaria, complementando así las señales económicas de precios del mercado de energía eléctrica. Pasos a seguir según el procedimiento propuesto por I.J. Pérez-Arriaga:

• Asignación de potencia para cada periodo temporal: conceptualmente la cuantía de la retribución total anual RTA que correspondería asignar en cada periodo temporal (horario, diario, semanal o incluso mensual; por definir teniendo en cuenta el modo de fallo del sistema y el tipo de incentivo mas adecuado para incentivar la disponibilidad para hacerle frente) debería ser proporcional a la probabilidad de

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fallo de suministro (LOLP en ingles)en el citado periodo. Esta asignación posiblemente no resulte practica en sistemas en los que el margen de capacidad instalada y disponible sea muy elevado, por la volatilidad y escasa relevancia de esta medida de confiabilidad. En los sistemas en los que el modo mas probable de fallo sea por déficit de energía mas que de capacidad, resulta critica la especificación del periodo temporal para el que se debe calcularse LOLP. El procedimiento propuesto por Pérez-Arriaga, que es susceptible de mejoramiento, tiene la ventaja de su sencillez de comprensión y aplicación. Parte del concepto simple de que la confiabilidad de un sistema en cada momento puede valorarse aproximadamente por medio de la relación entre la capacidad disponible y la capacidad demandada. El método propuesto da señales económicas en el sentido de que cuando esta relación sea menor, la retribución unitaria por capacidad disponible en el periodo debe ser mayor. Una forma sencilla e intuitiva de conseguir esto es que en cada periodo temporal (el que se haya elegido) la cantidad a distribuir entre los generadores sea proporcional a la demanda total de los consumidores. Mas ajustado al concepto de probabilidad de fallo es utilizar una función no lineal de la demanda, que discrimine mas entre las demandas mas altas y bajas.

• Asignación de la retribución de capacidad de cada periodo temporal a cada generador:

o Generadores térmicos sin limitaciones de combustible: su capacidad equivale PEF multiplicada por su disponibilidad técnica real (normalizada por su disponibilidad técnica media) en el periodo temporal considerado.

o Generadores térmicos con limitaciones de combustible: su capacidad equivale PEF multiplicada por su disponibilidad técnica real (normalizada por su disponibilidad técnica media) en el periodo temporal considerado y por un factor que exprese su disponibilidad reducida por la limitación de combustible.

o Generadores hidráulicos: su capacidad equivale PEF multiplicada por su disponibilidad técnica real (normalizada por su disponibilidad técnica media) en el periodo temporal considerado y por una función de su reserva y aportaciones.

En valor promedio y supuestas unas indisponibilidades técnicas, limitaciones de combustibles y gestiones normales del mantenimiento y de los embalses, el reparto de la retribución total entre los generadores debe resultar proporcional a sus valores de capacidad equivalente PEF.

Con objeto de no incentivar una operación ineficiente (por excesivamente segura), las funciones de incentivación de la disponibilidad real deben tender mas a reducir el cargo por capacidad cuando la disponibilidad real es inferior a la prevista que a incrementar esta retribución cuando la disponibilidad real excede a la prevista. 4.2.5. Imputación de pagos por cargo por capacidad a los agentes consumidores Todos los agentes consumidores en el mercado mayorista de electricidad han de contribuir al pago de la retribución del cargo por capacidad que corresponde a los agentes generadores.

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4.2.6. Modelos de Cálculo Esquemáticamente:

• Ejecutar un modelo de horizonte anual o multianual de gestión hidrotérmica que técnicamente podría describirse, con el estado actual del arte, como de programación dinámica estocástica. La base de datos que resulta de este modelo debe proporcionar información sobre la estrategia de operación de mantenimiento y de gestión de embalses para el subperiodo inmediato de operación (semanal, por ejemplo) y para cada uno de los grupos, en cualquier situación hidrológica o de disponibilidad.

• OPCION 1: para cada trayectoria hidrológica histórica de que se disponga (o creadas sintéticamente), y utilizando la información proporcionada por el paso anterior, correr para cada subperiodo del año ( semana o mes) un modelo de producción probabilística con el objeto de obtener la medida de confiabilidad de cada subperiodo. Repetir para todas las trayectorias hidrológicas que se quieran considerar y agregar los resultados.

• OPCION 2: Realizar un numero elevado de simulaciones cronológicas tipo Monte Carlo del año referencia, sorteando las trayectorias hidrológicas, las disponibilidades de los grupos y el crecimiento de la demanda. Las estrategias de operación (programación del mantenimiento y gestión de embalses) de los distintos grupos para cada subperiodo se obtendrán de los resultados proporcionados por el paso anterior.

4.2.7. Cargo por capacidad para Colombia

El cargo por capacidad para Colombia se fundamenta en lo siguiente:

• El Cargo por Capacidad es un mecanismo financiero destinado a retribuir a los generadores que ofrecen al sistema capacidad de suministro de energía eléctrica adicional, para garantizar el suministro en los periodos de escasez de energía eléctrica, ofreciéndole garantías y solidez al mercado de energía eléctrica.

• Se busca garantizar el suministro de energía eléctrica en el largo plazo, manteniéndole a los generadores flujos de ingresos continuos.

• El Cargo por Capacidad busca la confiabilidad del sistema eléctrico nacional, que garantice suministros de energía eléctrica en el mediano y largo plazo

• Todo generador que contribuya a la confiabilidad tiene derecho a participar en la asignación de este cargo.

• En la aplicación siempre resulta controvertido fijar el nivel unitario de retribución ya que intervienen factores ligados a los costos de inversión reales de empresas privadas, a los costos asociados como adquisición de terrenos, impuestos, precios de combustibles, etc. y también interviene como se ha visto la contribución a la confiabilidad del sistema de la tecnología marginal.

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• Resulta mas complejo aún evaluar correctamente la contribución individual de cada generador a la confiabilidad del sistema, sobretodo cuando se presenta una alta participación de generación hidráulica y una gran incertidumbre sobre los niveles de los embalses.

• El Cargo por Capacidad se valora como el costo por kW instalado de la tecnología más eficiente en términos de costos de capital. Actualmente se toma como referencia la generación con turbinas de gas de ciclo abierto, cuyo costo estimado asciende a USD 5.25 por kW Disponible - Mes.

• El recaudo del monto a pagar por concepto de Cargo por Capacidad se efectúa en la Bolsa, aplicando a cada kWh generado un precio equivalente del Cargo por Capacidad en unidades energéticas. El diseño del esquema de recaudo permite mantener un precio único en el mercado "spot" y se constituye en un piso para aquellos agentes que transan su energía exclusivamente en la Bolsa.

Teóricamente, los precios esperados de los contratos de capacidad deben equivaler al costo social de no tener la energía. En otras palabras el resultado debe generarse a través de un perfecto proceso de planeación para alcanzar un mercado de energía competitivo. El cargo por capacidad reemplazó los cargos por capacidad de respaldo y por potencia a partir del 1 de enero de 1997. Es el único cargo en la Bolsa de Energía que se liquida con resolución mensual, ya que los demás se liquidan horariamente. El generador incluye en su oferta en Bolsa el Costo Equivalente de Energía del Cargo por Capacidad (CEE), calculado a partir de la Capacidad Remunerable Teórica - CRT - de todo el sistema que se espera para el mes, multiplicada por una tarifa de US$5.25/kw por mes (Valor mensual del Cargo que a su vez se multiplica por la tasa representativa del mercado) y dividida por la demanda de energía esperada establecida por el Centro Nacional de Despacho - CND -. El valor del CEE debe ser publicado por el CND con tres días de anticipación a la colocación de las ofertas para el primer día del mes por parte de los generadores, con el fin de que éstos lo puedan incluir en sus precios de oferta. Para pasar la tarifa de dólares a pesos colombianos, se utiliza como tasa de cambio la Tasa Representativa del Mercado (TRM) para el día inmediatamente anterior al cálculo del CEE. De la siguiente manera: CEE = [CRT * VMC * TRM] / Demanda Proyectada = $/Kw El hecho de que se incluya el CEE en los precios de oferta produce un incremento en el precio de Bolsa en esa magnitud y, por tanto, un recaudo por cargo de capacidad para los generadores. El CND al inicio de cada verano, con la información disponible al 15 de noviembre, calcula los valores de Capacidad Remunerable Teórica para cada recurso de generación del sistema, a partir de los modelos de largo plazo, con unos parámetros definidos en la Resolución CREG 116 de 1996. Entre los principales parámetros se tiene la hidrología de los años 1991-1992 o la hidrología más crítica que se registre para un período similar de

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tiempo, y la demanda proyectada por la Unidad de Planeamiento Minero Energético (UPME) incrementada en un 5% para el escenario más alto de crecimiento. En el modelo se considera, para los recursos de generación que entran en operación en el verano siguiente, la fecha probable de entrada en operación comercial, para ser tenidos en cuenta en la determinación de la CRT. Si la planta hidráulica o unidad térmica no inician su operación comercial en la fecha que se tenía prevista, se reduce la CRT del recurso en proporción al número de días de atraso con relación al número de días del verano que se consideró en operación en la simulación de largo plazo. Para determinar la CRT de la estación de invierno, se compara la CRT del verano contra la disponibilidad comercial promedio para cada recurso del sistema y se toma el menor entre estos dos valores. En la Figura 14 se observa que para el periodo de 1998 hasta 2001, los valores mas altos del cargo por capacidad se presentaron en 1999, aunque la variación no ha sido significativa y se percibe un comportamiento relativamente estable.

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Figura 14. Evolución del Cargo por Capacidad desde 1998-2001. Fuente: CREG En la Figura 15 se observa una baja correlación entre los precios de bolsa y el cargo por capacidad, aunque en algunos meses se encontraron coincidencias en las variaciones por estos dos conceptos. De igual manera, en otros meses se presentan tendencias divergentes; sin embargo, no se debe olvidar que el cargo por capacidad hace parte del precio de bolsa.

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Figura 15. Evolución de los precios de bolsa y cargo por capacidad años 1998-2001. Fuente: CREG En la Figura 16 se observa la participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa, donde se puede llegar a considerar el cargo por capacidad como un costo fijo por Kw; sin embargo, en promedio el cargo por capacidad ha alcanzado a ser muy representativo mostrando participaciones de: en 1998 éste representaba el 45.34% del precio de bolsa, en 1999 éste representaba el 63.19% del valor de bolsa, en 2000 éste representaba el 41.66% del valor de bolsa y en 2002 éste representaba el 49.84% del valor de bolsa.

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Figura 16. Participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa años 1996-2001. Fuente:CREG

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5. DESCRIPCIÓN Y ANÁLISIS DE VARIABLES FUNDAMENTALES EN EL CALCULO DEL CARGO POR CAPACIDAD EN COLOMBIA

De acuerdo con la Figura 17 es muy importante comprender la composición del sistema de generación de energía eléctrica donde se evidencia el alto componente hidráulico, que actualmente presenta niveles por encima del 50% de la capacidad de generación eléctrica, lo cual limita la planeación energética a las situaciones climatologícas del país.

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Figura 17. Participación en la generación de energía eléctrica años 1996-2001. Fuente: UPME A pesar de todo, para comenzar a revisar un sistema de cargo por capacidad se deben tener claras las posibilidades que se encuentran dentro de los mecanismos de cobro que permitan desarrollar mejores condiciones de tarifas para los usuarios. Existen tres maneras para el pago de capacidad: la primera requiere que los consumidores mantengan un tiquete de capacidad para cada unidad demandada (mas un margen de reserva), este tiquete entrará en vigencia en el momento en que la demanda exceda el numero de tiquetes disponibles; la segunda forma, es sin tener un pago explícito del cargo por capacidad, pero el precio de la energía eléctrica se incrementará en altos niveles cuando la capacidad sea insuficiente (la competencia entre los generadores puede prevenir el incremento de precios sobre el costo cuando existe capacidad disponible); la tercera forma, basada en un sistema de mercado donde de acuerdo al riesgo de corte de energía.13 13 Editado por Zaccour, Georges. Deregulation of Electric Utilities. Kluwer Academic Publishers. 1998. Pag. 183

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En la Figura 18 se muestran varios tipos de pérdidas que pueden resultar de los errores en los pronósticos, por lo tanto, los pronósticos juegan un papel critico en el proceso de planeación del sistema eléctrico. La estructura de la demanda incluye la desagregación por área geográfica, categoría del consumidor, tiempo y otros.14

Figura 18.Efectos de los errores en los pronósticos sobre los costos del sistema y los usuarios. Fuente: Munasinghe, Mohan. Energy Analysis and Policy. Butterworths. 1990. Pag. 164-165. La discusión acerca de los cargos por capacidad ha sido amplia. Algunos piensan que en el corto plazo, a medida que los precios suban varios usuarios limitarán sus consumos y otros usuarios consumirán esos saldos, y en el largo plazo a medida que los precios suban las inversores encontrarán atractivo invertir en generación para crear nueva capacidad.15 Es importante tener en cuenta que los costos de racionamiento pueden ser muy elevados para la industria y el comercio. Por ejemplo, en el caso de la industria en cualquier proceso industrial en el cual la maquinaria daña el producto al momento del racionamiento, o en el caso del comercio los alimentos y los productos perecederos pueden tener alto impacto por la perdida de los mismos; mas aun, cuando la energía eléctrica no tiene muchos sustitutos, por ejemplo un computador no funciona con gas. Por estas razones algunos piensan que el cargo por capacidad es como el pago de un seguro médico. En la tabla 2 se observan los costos de racionamiento estimados por la UPME desde 1999 hasta abril del 2002.

PESOS DE RIGE PARA CRO1 CRO2 CRO3 CRO4 CRO1 14 Munasinghe, Mohan. Energy Analysis and Policy. Butterworths. 1990. Pag. 164-165 15 McCullough, Robert. Can Electricity Markets Work Without Capacity Prices?. Public Utilities Fortnightly. Marzo 15 de 1998. Pag. 1

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Sobrecostos del sistema a los usuarios Cortes de

energía

Racionamiento programado

Instalación de emergencia con plantas de altos costos

Uso de plantas obsoletas

Costos de exceso de capacidad

Pronostico y sistema de expansión perfecto

Déficit de capacidad, MW Superávit de capacidad, MW

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(Estrato 4) Diciembre -98 Enero-99 311,4 564,5 990,0 1.960,5 240,3

Enero-99 Febrero-99 318,2 577,0 1.011,9 2.003,8 245,7 Febrero-99 Marzo-99 323,6 586,8 1.029,0 2.037,7 249,8 Marzo-99 Abril-99 326,7 592,3 1.038,7 2.057,0 252,2 Abril-99 Mayo-99 329,2 597,0 1.046,9 2.073,1 254,1 Mayo-99 Junio-99 330,8 599,8 1.051,9 2.083,0 255,4 Junio-99 Julio-99 331,7 601,5 1.054,8 2.088,8 256,1 Julio-99 Agosto-99 332,8 603,4 1.058,1 2.095,4 256,9

Agosto-99 Septiembre-99 334,4 606,4 1.063,4 2.105,7 258,1 Septiembre-99 Octubre-99 335,5 608,4 1.066,9 2.112,7 259,0

Octubre-99 Noviembre-99 336,7 610,5 1.070,6 2.120,0 259,9 Noviembre-99 Diciembre -99 338,3 613,4 1.015,7 2.130,2 261,2 Diciembre -99 Enero-00 340,1 616,7 1.081,4 2.141,5 262,5

Enero-00 Febrero-00 344,5 624,6 1.095,4 2.169,1 265,9

Febrero-00 Marzo-00 352,4 639,0 1.120,6 2.219,1 272,1 Marzo-00 Abril-00 358,5 650,0 1.139,8 2.257,1 276,7 Abril-00 Mayo-00 362,0 656,5 1.151,2 2.279,6 279,5 Mayo-00 Junio-00 363,9 659,9 1.157,2 2.291,6 280,9 Junio-00 Julio-00 363,9 659,7 1.156,9 2.291,0 280,9 Julio-00 Agosto-00 363,7 659,5 1.156,5 2.290,1 280,8

Agosto-00 Septiembre-00 364,9 661,6 1.160,2 2.297,4 281,7 Septiembre-00 Octubre-00 366,4 664,4 1.165,1 2.307,2 282,9

Octubre-00 Noviembre-00 367,0 665,4 1.166,9 2.310,7 283,3 Noviembre-00 Diciembre -00 368,2 667,6 1.170,7 2.318,3 284,2 Diciembre -00 Enero-01 369,9 670,7 1.176,1 2.329,0 285,5

Enero-01 Febrero-01 373,8 677,7 1.188,5 2.353,5 288,5 Febrero-01 Marzo-01 380,8 690,5 1.211,0 2.398,0 294,0 Marzo-01 Abril-01 386,5 700,8 1.228,9 2.433,6 298,3

Abril-01 Mayo-01 390,9 708,8 1.243,0 2.461,5

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Mayo-01 Junio 01 392,6 711,8 1.248,2 2.471,8 303,0 Junio-01 Julio-01 392,7 712,1 1.248,7 2.472,8 303,1 Julio-01 Agosto-01 393,2 712,9 1.250,1 2.475,5 303,5

Agosto-01 Septiembre-01 394,2 714,7 1.253,4 2.482,0 304,3 Septiembre-01 Octubre-01 395,6 717,4 1.258,0 2.491,2 305,4

Octubre-01 Noviembre-01 396,4 718,7 1.260,3 2.495,7 306,0 Noviembre-01 Diciembre -01 396,8 719,5 1.261,8 2.498,7 306,3 Diciembre -01 Enero-02 398,2 721,9 1.266,1 2.507,1 307,4

Enero-02 Febrero-02 401,3 727,7 1.276,2 2.527,1 309,8 Febrero-02 Marzo-02 406,4 736,8 1.292,2 2.558,8 313,7 Marzo-02 Abril-02 409,3 742,0 1.301,3 2.576,9 315,

Tabla 2. Costo incremental del racionamiento de energía 1999-2002 (En Pesos / Kw). Fuente: UPME

5.1. VALOR A DISTRIBUIR DEL CARGO POR CAPACIDAD (VD) El VD es el valor que recibe cada planta por Cargo por Capacidad. Este valor se obtiene a partir de la Capacidad Remunerable Real (CRR) individual, la cual se remunera al Valor Mensual del Cargo - VMC -, es decir, 5.25 US$/kW-mes. Para convertir el VMC a pesos,

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se utiliza la Tasa Representativa del Mercado (TRM) del último día del mes que se está remunerando, ya que éste es un valor conocido en el momento de hacer la liquidación. Por lo tanto : VD = CRR * VMC * TRM = $ 5.2. COSTO EQUIVALENTE REAL DE ENERGÍA (CERE) Una vez se conoce el Valor a Distribuir (VD) para todo el sistema, se divide por la demanda comercial del mes y de esta forma se obtiene el Costo Equivalente Real de Energía del Cargo por Capacidad (CERE). Tal que:

CERE = VD / demanda real = $/Kw Este valor del CERE calculado a partir de la Capacidad Remunerable Real (CRR), la Tasa Representativa del Mercado (TRM) del último día del mes y la demanda comercial real del sistema, debe sustituir el valor del Costo Equivalente de Energía del Cargo por Capacidad (CEE) estimado antes del inicio del mes por el CND en los precio s de oferta de todas las plantas. De esta forma, una vez se conoce el CERE, a todos los precios de oferta de las plantas del sistema se les descuenta el valor del CEE y se les suma el CERE, para obtener los precios de oferta con los cuales se van a liquidar todas las transacciones de la Bolsa de Energía, incluyendo la determinación de los precios de la energía en la Bolsa. 5.3. VALOR A RECAUDAR DEL CARGO POR CAPACIDAD (VR) Conociendo el valor del Costo Equivalente Real de Energía - CERE - se puede determinar el valor que recaudan efectivamente los generadores por Cargo por Capacidad, a través de la energía que generan cada mes y que venden en contratos a largo plazo o en la Bolsa. El Valor a Recaudar (VR) es el producto de la generación real de cada planta por el valor del CERE, y constituye el valor que recaudan directamente los generadores del cargo por capacidad a través de sus ventas. El total recaudado por todos los generadores del sistema corresponde exactamente al valor a distribuir (VD). Obteniéndose: VR = CERE * Generación durante el mes (Kw) = $ Conociendo el valor del Costo Equivalente Real de Energía (CERE) se puede determinar el valor que recaudan efectivamente los generadores por Cargo por Capacidad, a través de la energía que generan cada mes y que venden en contratos a largo plazo o en la Bolsa. El Valor a Recaudar (VR) es el producto de la generación real de cada planta por el valor del CERE, y constituye el valor que recaudan directamente los generadores del cargo por capacidad a través de sus ventas. El total recaudado por todos los generadores del sistema corresponde exactamente al valor a distribuir (VD). 5.4. VALOR A FACTURAR POR CARGO POR CAPACIDAD (F)

43

El valor que se factura por concepto del Cargo por Capacidad (F) cada mes para los agentes generadores corresponde a la diferencia entre el Valor a Distribuir (VD) y el Valor a Recaudar (VR). Entonces será: F = VD – VR = $ Si esta diferencia arroja un valor positivo, indica que el generador debe recibir del sistema lo correspondiente a dicha diferencia, ya que no alcanzó a recaudar a través de su generación lo que le corresponde recibir por haber estado disponible para el sistema. Si el valor de la diferencia es negativo indica que el generador debe devolver este dinero al sistema, ya que recaudó a través de su generación real más de lo que correspondía por Cargo por Capacidad. Se toman las ecuaciones anteriores, con el propósito de buscar mayor claridad, en los fines de las formulas del Cargo por Capacidad: (1) VD = CRRi * VMC (2) VR = CERE * G (unidades producidas por el generador) (3) CERE = [CRRi * VMC ] / Demanda Real Si reemplazamos (3) en (2) se obtiene: VR = [ CRRi * VMC * G ] / DR VR = VD * G / DR Así se planteará que cuando: G = DR ⇒ VD = VR ⇒ F = 0 G < DR ⇒ VD > VR ⇒ F = Negativo G > DR ⇒ VD < VR ⇒ F = Positivo En conclusión, se evidencia que las variables que definen el monto total del Cargo por Capacidad para cada generador dependerán básicamente de que su producción de energía eléctrica alcance los niveles de demanda real, tal que, si el generador no alcanza el nivel de demanda real su cargo por capacidad disminuye con respecto al esperado; si el generador alcanza el nivel de demanda real mantiene el cargo por capacidad distribuido y finalmente si su producción de energía eléctrica sobrepasa el nivel de demanda real, el generador recibirá reconocimientos adicionales proporcionales al nivel de incremento en la producción de energía eléctrica. Esto que se puede convertir en otras palabras en un umbral de eficiencia. 6. ASPECTOS METODÓLOGICOS PARA LA DETERMINACIÓN DEL CARGO

POR CAPACIDAD

44

La metodología para ejecutar la simulación se basa en tres pasos : optimización estocástica, simulación determinística y post-proceso. 16 6.1. OPTIMIZACIÓN ESTOCÁSTICA Basándose en los criterios de planificación el calculo se ejecuta de acuerdo con las políticas operativas de los embalses poniendo a competir los generadores térmicos (con costos variables) y los generadores hidráulicos (con costos no variables y casi nulos). El parque térmico se encuentra representado en plantas de gas, carbón o fuel oil. Reduciendo la capacidad de los generadores al factor (1 – IH). La indisponibilidad histórica promedio se constituye como IH, que tiene muy en cuenta los mantenimientos programados y salidas fortuitas. El planteamiento de la optimización consiste en minimizar los costos de producción y racionamientos al presente, donde se encuentra enmarcado con las restricciones de equilibrio de cargas por etapa, la ecuación de continuidad del agua por etapa, las restricciones asociadas a los contratos de combustible y algunas otras. La soluc ión de optimización se define con el modelo AS justificándose en 100 secuencias hidrológicas sintéticas y un valor de agua igual a cero en la ultima etapa. En pocas palabras los embalses tenderán a terminar con un volumen similar al mínimo especificado. En el proceso iterativo se ejecutan dos pasos: obtener el valor del agua equivalente actual congelando la producción del resto de los embalses. La producción hidráulica relacionada con ese embalse se estima usando una simulación forward deterministica que mantiene el valor del agua obtenido en el paso anterior, esta parte se realiza para cada embalse. Este proceso se repite para todos lo embalses. La solución final es un algoritmo de aproximaciones sucesivas. 6.2. SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN DETERMINÍSTICA Se basa en simular la operación detallada del sistema hidrotérmico tomando la serie hidrológica bi-anual mas seca. Se corren los 24 meses enmarcando las plantas térmicas dentro de una competencia según los costos variables y las plantas hidráulicas según sus valores futuros esperados del agua (estimados anteriormente con el modelo AS). El proceso se repite reiterativamente simulando los niveles de agua mes a mes. Finalmente se obtiene la energía producida por central por mes de la segunda estación de verano ( 1 de diciembre – 30 de abril). 6.3. POST-PROCESO

16 Pontificia Universidad de Comillas. Estudio Cargo por Capacidad en Colombia – Informe final. Acolgen. Madrid. Mayo de 2000. Pag. 24

45

Se realiza cada mes de forma separada sin considerar restricciones de embalses, solo teniendo en cuenta la capacidad disponible del generador, según el tipo de planta y su eficiencia. Los datos del post-proceso son

• Ejt: energía despachada del generador j en el mes t, en GWh. • PEjt: capacidad equivalente del generador j en el mes t, en MW. Se obtiene al

dividir la energía despachada Ejt, por las horas del mes. • CDj: capacidad disponible del generador j, en MW. Se obtiene al tomar la capacidad

nominal descontando la indisponibilidad histórica. • DEMt: demanda punta del mes t, en MW.

La principal incógnita del post-proceso es: • K: factor de carga equivalente del conjunto de generadores despachados en la

simulación. El resultado de salida del post-proceso es:

• La Capacidad Equivalente Mensual Despachada CEMDjt del generador j en el mes t, en MW.

Para obtener K se debe equilibrar la ecuación (1) cuyo objetivo será garantizar el suministro del 105% de la demanda punta del mes. Σ CEMDjt = 1.05 * DEMt (1) j pero como CEMDjt es también desconocido debido a que depende de K, entonces: PEjt CEMDjt = minimo CDj , ___ (2) K posteriormente se ejecuta un proceso iterativo que contempla los siguientes pasos:

• Iniciación de parámetros: K = 1, Kmax = 1, Kmin = 0. • Determinar CEMDjt según ecuación (2) • Comprobar la ecuación de equilibrio (1) • Actualización del factor K y evolución de convergencia: Si Σj CEMDjt es diferente

a 1.05* DEMt, entonces K = (Kmax + Kmin)/2, después continuar con el siguiente paso, sino, entonces terminar el post-proceso.

• Actualización de los limites del factor K: Si Σj CEMDjt es menor a 1.05* DEMt, entonces Kmax = K, si no, entonces Kmin = K.

Entonces vuelve al segundo paso. En otras palabras se puede decir, que en cada mes t, se calcula CEMDjt por generador dividiendo su capacidad media por un factor K del sistema total; si la CEMDjt de la planta

46

supera su capacidad disponible, se concluye que la planta se encuentra al máximo y se continua ajustando K para las demás. La CRT j del generador j durante el verano se estima como el promedio de las CEMDjt calculadas para los meses de verano (diciembre – abril). t = abr

CRTj = 1 Σ CEMDjt 5 t=dic

La CRT de invierno se estima para cada generador j, en la base a la CRT de verano y la disponibilidad comercial de los generadores en cada mes de invierno. La CRT (convertida a Kw) se multiplica por el cargo unitario de potencia llamado Valor Mensual del Cargo por Capacidad VMC equivalente a US$ 5.25 por Kw-mes y el monto total se construye de la sumas individuales. 6.4. TARIFAS Y CARGO POR CAPACIDAD La formula de calculo de las tarifas de energía eléctrica en Colombia actualmente es la siguiente: CU n,m,t = ( Gm,t + Tm,t,z) + Dn,m + Om,t + Cm,t (1 – PRn,t) Donde CUn,m,t = Costo real del Kwh o costo unitario de prestación del servicio. Gm,t = Costo de compra de energía ($/Kwh), que es igual a precio optimo ofrecido por el sistema, mas el aporte unitario al cargo por capacidad. Tm,t,z = Costo de alquiler de las líneas interconectado nacional, para el transporte de energía. Dn,m = Costo del alquiler de las líneas del sistema de distribución del área o zona, para transporte de energía Om,t = Otros costos del mercado mayorista, pagos a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, Comisión de Regulación de Energía y Gas, etc. PR n,t = Fracción de perdidas de energía reconocidas al comercializador. Cm,t = Costo de comercialización (factura, recaudos, lectura, entrega de facturas,etc.)

De acuerdo con la regulación vigente (Artículo 5o de la Resolución CREG-079 de 1997), los comercializadores de energía eléctrica pueden cobrar a sus Usuarios Finales Regulados, en el Sistema Interconectado Nacional, los siguientes cargos:

? Un Cargo por Unidad de Consumo, de acuerdo con diferentes opciones tarifarias y que representan la sumatoria de los diferentes componentes de costos explicados anteriormente. ? Un Cargo de Conexión, por una sola vez, en el momento de efectuar la conexión al servicio. Este Cargo comprende los costos asociados a la acometida y el

47

medidor.(Resolución CREG 225/97). .

? Un Cargo Mínimo por Disponibilidad del Servicio, únicamente cuando la liquidación de los consumos del usuario, junto con el cargo fijo que esté vigente, sea inferior a dicho cargo mínimo, en cuyo caso la aplicación de este cobro reemplaza la liquidación y cobro de los consumos del usuario y el cargo fijo correspondiente. . Es hasta este punto en que la CREG interviene a través de las fórmulas tarifarias para determinar los costos que pueden ser trasladados a los usuarios finales por la prestación del servicio. La determinación de las tarifas finales aplicables a los diferentes estratos depende de la aplicación de subsidios y contribuciones definidos por la Ley de acuerdo con lo que se explica a continuación. . La Ley 142 de 1994 (Artículos 87, 89 y 99) y la Ley 143 de 1994 (Artículos 6o., 23 Literal h y 47), en desarrollo del principio de solidaridad y redistribución de ingresos ordenados por la Constitución Nacional, fijaron subsidios y contribuciones a la prestación del servicio de electricidad. Una vez se aplican estos subsidios y contribuciones, se obtienen las tarifas finales a aplicar a los usuarios para los diferentes estratos. Los porcentajes de subsidios y contribuciones que contienen las tarifas finales, no dependen de la CREG; estos son fijados por el Congreso. La CREG diseña la estructura tarifaría en los términos del mandato legal. . Las disposiciones en materia de subsidios y contribuciones se resumen a continuación:

? Los usuarios de los Estratos 1, 2 y 3 (usuarios de menores ingresos), reciben subsidios equivalentes al 50%, 40% y 15% sobre el Costo de Prestación del Servicio, aplicable al denominado “Consumo de Subsistencia”, el cual actualmente es de 200 kWh-Mes, cifra que podrá ser revisada por la Unidad de Planeamiento Minero Energético –UPME.(Ley 632 de 2001). .

? Los usuarios de los Estratos 5 y 6 (usuarios residenciales de mayores ingresos), así como los usuarios pertenecientes al sector industrial y comercial, pagan una contribución del 20% sobre el Costo de Prestación del Servicio, con destino a cubrir los subsidios otorgados a los usuarios de los Estratos 1, 2 y 3. .

? La Ley 142 de 1994 estableció la obligatoriedad de crear en el Ministerio de Minas y Energía-MME un Fondo de Solidaridad para Subsidios y Redistribución de Ingresos-FSSRI. Este Fondo se financia con recursos provenientes de los superávit que las empresas comercializadoras presenten, una vez efectúen el cruce entre subsidios y contribuciones en sus propios mercados. Si los recursos del Fondo son insuficientes para cubrir el monto total de subsidios aplicados por las empresas, las Empresas de Servicios Públicos pueden tomar las medidas necesarias para que los usuarios cubran la totalidad del costo de

48

prestación.(Artículo 99.6 de la Ley 142 de 1994). .

? En cuanto al programa de desmonte de subsidios, la Ley señala que en el Sistema Interconectado Nacional dicho plazo venció el 31 de diciembre de 2000 y en las zonas no-interconectadas el 31 de diciembre de 2001.(Ley 632 de 2001). .

? En desarrollo de las disposiciones anteriores, la CREG fijó ( Resoluciones CREG-116 y CREG-117 de 2000) las siguientes reglas tarifarias para la transición. .

? En las otras zonas del país, el porcentaje de reducción de la diferencia entre las tarifas y las metas establecidas en la Ley 142 de 1994 será de 6.66% en estrato 1 y 2, y 4.50% en el estrato 3 por cada año hasta el 2003.

En la tabla 3, se observa que en el periodo de 1998 hasta 2001 en las tres principales ciudades del país, los siguientes porcentajes de participación del cargo por capacidad en las tarifas según el estrato:

• Estrato 4: el cargo por capacidad ha tenido un componente en la tarifa unitaria de energía eléctrica desde el 11.75% hasta el 21.15%.

• Estrato 3: el cargo por capacidad ha tenido un componente en la tarifa unitaria de energía eléctrica desde el 16.79% hasta el 25.24%.

• Estrato 2: el cargo por capacidad ha tenido un componente en la tarifa unitaria de energía eléctrica desde el 19.54% hasta el 30.62%.

• Estrato 1: el cargo por capacidad ha tenido un componente en la tarifa unitaria de energía eléctrica desde el 20.60% hasta el 32.92%.

49

% Partic % Partic % Partic % Partic

AÑOS CERE Empresa Mercado Nivel 1 $/Kwh CxC

Nivel 2 $/Kwh CxC

Nivel 3 $/Kwh CxC

Nivel 4 $/Kwh CxC

Empresas Publicas De Medellin E.S.P.

Medellin 136,06 19,15% 113,12 23,04% 99,77 26,12% 93,86 27,76%

Empresa De Energia De Cali S.A. E.S.P

Cali 147,15 17,71% 122,14 21,34% 114,18 22,82% 101,89 25,58% 2001

26,0

6

Codensa S.A. E.S.P. Bogota 168,71 15,45% 131,56 19,81% 124,92 20,86% 108,77 23,96%

Empresas Publicas De Medellin E.S.P.

Medellin 110,66 21,15% 88,46 26,45% 76,41 30,62% 71,09 32,92%

Empresa De Energia De Cali S.A. E.S.P

Cali 117,17 19,97% 93,27 25,09% 86,14 27,17% 75,08 31,17% 2000

23,4

Codensa S.A. E.S.P. Bogota 137,17 17,06% 101,47 23,06% 95,43 24,52% 80,78 28,97%

Empresas Publicas De Medellin E.S.P.

Medellin 102,48 19,80% 80,39 25,24% 69,38 29,24% 64,51 31,45%

Empresa De Energia De Cali S.A. E.S.P

Cali 113,25 17,92% 88,79 22,85% 82,12 24,71% 71,92 28,21% 1999

20,2

9

Codensa S.A. E.S.P. Bogota 115,68 17,54% 82,21 24,68% 76,85 26,40% 63,63 31,89%

Empresas Publicas De Medellin E.S.P.

Medellin 99,87 14,54% 76,7 18,93% 63,44 22,89% 60,96 23,82%

Empresa De Energia De Cali S.A. E.S.P

Cali 123,53 11,75% 86,47 16,79% 74,32 19,54% 70,47 20,60% 1998

14,5

2

Codensa S.A. E.S.P. Bogota 110,14 13,18% 78,41 18,52% 73,6 19,73% 61,85 23,48%

Tabla 3. Porcentaje de participación del cargo por capacidad en las tarifas de energía eléctrica en las tres principales ciudades del país desde 1998-2001. Fuente: CREG. En la Figura 19, se comparan los precios de compra de energía eléctrica de las comercializadoras frente al valor promedio del cargo por capacidad pagado por la misma unidad de energía eléctrica.

50

0

10

20

30

40

50

60

70

Ene-9

8Mar-

98

May-98

Jul-98

Sep-9

8

Nov-98

Ene-9

9Mar-9

9May-

99Jul

-99Se

p-99Nov-

99En

e-00

Mar-00

May-00

Jul-00

Sep-0

0Nov-

00En

e-01

Mar-01

May-01

Jul-01

Sep-0

1No

v-01

FECHAS

EN

PE

SO

S/ K

wh

Cargo por Capacidad

Empresas Publicas De Medellin E.S.P. 

Codensa S.A. E.S.P. 

Empresa De Energia De Cali S.A. E.S.P 

Figura 19. Comparativo de evolución de precios de energía eléctrica en Colombia años 1996-2001. Fuente: CREG Se deduce que el valor promedio remunerado de cargo por capacidad cubre casi el 100% o se aproxima al precio de la energía de los generadores, lo cual indica que la mayor parte del recaudo por generación de energía eléctrica se asigna a cargo por capacidad. En la Tabla 4 se analizan las situaciones presentadas para los comercializadores mas importantes en el país.

51

Años Empresa Mercado

Consumo Facturado

Medio (kWh/factura)

Facturas expedidas en el

año

Promedio año de Cargo por Capacidad

($/Kw)

Promedio pago de

cargo por capacidad ($/factura)

Total Cargo por capacidad por

comercializador

Codensa S.A. E.S.P. Bogota 802,37 9.270.675 37,2141537 $ 29.860 $ 276.817.910.321Empresa De Energía De Cali S.A. E.S.P Cali 524,89 5.322.755 37,2141537 $ 19.533 $ 103.971.167.9311998

Empresas Publicas De Medellín E.S.P. Medellín 502,08 9.305.816 37,2141537 $ 18.684 $ 173.874.354.287Codensa S.A. E.S.P. Bogota 626,62 11.836.278 40,7449969 $ 25.532 $ 302.199.469.960Empresa De Energía De Cali S.A. E.S.P Cali 462,55 5.392.338 40,7449969 $ 18.847 $ 101.627.228.2671999

Empresas Publicas De Medellín E.S.P. Medellín 470,05 9.958.061 40,7449969 $ 19.152 $ 190.718.634.403Codensa S.A. E.S.P. Bogota 308,77 21.099.099 38,5778999 $ 11.912 $ 251.326.098.726Empresa De Energía De Cali S.A. E.S.P Cali 426,69 5.417.478 38,5778999 $ 16.461 $ 89.176.044.1752000

Empresas Publicas De Medellín E.S.P. Medellín 462,09 10.282.794 38,5778999 $ 17.826 $ 183.305.834.190Codensa S.A. E.S.P. Bogota 267,21 21.951.167 38,1669449 $ 10.199 $ 223.870.937.884Empresa De Energía De Cali S.A. E.S.P Cali 356,30 5.517.531 38,1669449 $ 13.599 $ 75.032.255.5722001

Empresas Publicas De Medellín E.S.P.

Medellín Unificado 444,25 10.711.251 38,1669449 $ 16.956 $ 181.616.386.574

Tabla 4. Facturación promedio y cargo por capacidad promedio pagado en cada factura en las tres principales ciudades del país desde 1998-2001. Fuente: CREG De acuerdo con la Tabla 4, en el consumo de un usuario de Bogota D.C. atendido por la empresa Codensa S.A. E.S.P., éste ha pagado en cada factura: $29.860 en 1998, $25.532 en 1999, $11.912 en 2000 y $10.199 en 2001. De acuerdo con el consumo de un usuario de Cali atendido por la empresa Empresa de Energía de Cali E.S.P., éste pagado en cada factura: $19.533 en 1998, $18.847 en 1999, $16.461 en 2000 y $13.599 en 2001. De acuerdo con su consumo, un usuario de Medellín atendido por la empresa E.P.M. E.S.P. ha pagado en cada factura: $18.684 en 1998, $19.152 en 1999, $17.826 en 2000 y $16.956 en 2001. se puede concluir que el cargo por capacidad por kilovatio se ha mantenido constante y que durante 1998 hasta 2001 en Codensa S.A., EEPPMM y Empresa de Energía de Cali, los consumos medios de cada factura han disminuido. Además, se observa que en 1999 la demanda de energía eléctrica cayó en 4.3% la tasa de variación mas baja hasta ese año, lo cual debió haber producido un exceso de capacidad e incrementado el grado de confiabilidad del sistema; sin embargo, el cargo por capacidad unitario por kilovatio no disminuyó y continuó incrementándose.

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6.5. COSTOS DE GENERACIÓN Y CARGO POR CAPACIDAD 6.5.1. Costos de generación para plantas térmicas Según las resoluciones 34, 38 y 94 de 2001, el costo de generación para plantas térmicas está compuesto por los valores de los costos unitarios variables reconocidos:

• Costo de Suministro de Combustible (CSC) • Costo de Transporte de Combustible (CTC) • Costo de Operación y Mantenimiento (COM) • Costo de Arranque – Parada (CAP) • Otros Costos Variables (OCV)

La fórmula que estipula la CREG para establecer el precio en un planta de generación térmica es: PR = Precio Real PR = Mínimo ( [ CSC + CTC + COM + OCV] + CAP / GSA; Precio de Oferta) Las Tablas 5 y 6 presentan un comparativo de los valores reconocidos por la CREG, estándares internacionales y el estudio patrocinado por Acolgen17, que asegura que los valores establecidos por la CREG se encuentran fuera del contexto colombiano para el cálculo de los costos de operación y mantenimiento, y el costo de arranque – parada.

Tipo de planta Valores CREG – COM

US$/MWh

Valores Internacionales

US$/MWh

Estudio Acolgen

US$/MWh Gas (TG) ‘D’ 2.25 3.60 7.36 Gas (TG) ‘F’ 2.25 3.60 10.54 Gas (TGV) ‘D’ 2.25 3.60 5.79 Gas (TGV) ‘F’ 2.25 3.60 8.09 Carbón 4.61 5.00 5.66 Gas (Vapor) 2.25 3.75 4.25 Otros (Petróleo) 3.43 4.00 4.53 Tabla 5. Costos de Operación y Mantenimiento. Fuente: Power Planning Associates Ltd, Estudio Técnico de Costos de Generación de Plantas Térmicas en Colombia, 2002. El cargo por capacidad de 7.291 US$/MWh, implica que cubre ampliamente los COM internacionales; sin embargo, en la Tabla 5 se encuentra que según los cálculos de Power Planning Associates Ltd, no se cubren los costos para plantas: Gas (TG) ‘D’, Gas (TG) ‘F’ y Gas (TGV) ‘F’.

17 Power Planning Associates Ltd, Estudio técnico de costos de generación de plantas térmicas en Colombia. 2002.

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Tipo de planta Valores CREG – COM

US$/MWh

Valores Internacionales

US$/MWh

Estudio Acolgen

US$/MWh Gas (TG) ‘D’ 32.45 96 184 Gas (TG) ‘F’ 32.45 110 276 Gas (TGV) ‘D’ 54.54 91 185 Gas (TGV) ‘F’ 54.54 105 235 Turbina a gas STIG 43.50 103 286 Carbón (Frió) 120.70 213 155 Gas Vapor (Frió) 100.37 107 75 Petróleo Vapor (Frió) 100.37 170 140 Tabla 6. de Costos de Arranque Parada. Fuente: Power Planning Associates Ltd, Estudio Técnico de Costos de Generación de Plantas Térmicas en Colombia, 2002. El cargo por capacidad mejora para los generadores térmicos la retribución del valor del MWh, frente a los costos reconocidos por la CREG; sin embargo, tomando en cuenta los datos suministrados por Power Planning Associates Ltd, se observa que las plantas: Gas (TG) ‘D’, Gas (TG) ‘F’ y Gas (TGV) ‘F’, se perjudican por sus altos costos de operación, mientras que el resto se beneficia completamente, ya que el cargo por capacidad les incrementa sus beneficios unitarios. 6.5.2. Costos de generación para hidroeléctricas Las generadoras hidroeléctricas presentan el mismo esquema que las plantas térmicas. Se diferencian en: mientras en las plantas térmicas hay consumo y transporte de combustible, en las plantas hidroeléctricas el combustible se reemplaza por un costo de oportunidad al consumir un recurso almacenado como el agua. Por lo tanto:

• Costo de Oportunidad (CO) • Costo de Operación y Mantenimiento (COM) • Costo de Arranque – Parada (CAP) • Otros Costos Variables (OCV)

La formula para establecer el precio en un planta de generación hidroeléctrica es: PR = Precio Real PR = Mínimo ( [ CO + COM + OCV] + CAP / GSA; Precio de Oferta) Al reemplazar el costo de combustible y su necesario suministro por un costo de oportunidad le permite a las plantas hidroeléctricas recibir una mayor rentabilidad, ya que su costo de operación y mantenimiento, puede ser menor que los mismos costos en las plantas térmicas. De tal manera que el cargo por capacidad le puede permitir a las plantas

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hidroeléctricas alcanzar una rentabilidad aún mayor que la que llegan a obtener las plantas térmicas que son beneficiadas por el cargo por capacidad.

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7. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN EL DESARROLLO DEL MÉTODO DE CÁLCULO DEL CARGO POR CAPACIDAD

7.1. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGIA EN COLOMBIA CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN INGLATERRA Y GALES En Inglaterra las principales fuentes de generación de energía son: térmica (principalmente carbón y gas) 80%, nuclear 18% e hidroeléctricas 2%. Es el tercer mercado de electricidad mas grande en Europa después de Alemania y Francia. La privatización empezó en 1990, inicialmente se crearon cuatro compañías de generación eléctrica: PowerGen y National Power en Inglaterra y Gales, y ScottishPower y Hydro-Electric en Escocia. El sistema de distribución paso a manos de the National Grid Company. Las juntas regionales de electricidad fueron privatizadas separando las compañías de distribución. A los grandes consumidores de electricidad se les permitió escoger sus proveedores, a todos los consumidores pequeños por debajo de 100 Kw pudieron empezar a escoger sus proveedores a partir de mayo de 1999. Actualmente, el numero de compañías generadoras de electricidad se ha incrementado a 27, donde las nuevas compañías han aportado el 40% de la capacidad de generación existente. En el 2002, en el sistema se encontraron dificultades financieras en algunas grandes compañías, sin embargo, mientras la reestructuración ha buscado eliminar los abusos en el mercado de los grandes generadores de electricidad e incrementar la eficiencia en el mercado, en los últimos cuatro años los resultados han sido satisfactorios ya que los precios de la electricidad han disminuido hasta en un 40%. En 1995, el gobierno anunció que privatizaría las estaciones nucleares modernas y que mantendría la propiedad de las viejas estaciones nucleares de generación eléctrica; actualmente, British Energy Generation es la principal generadora nuclear de electricidad y en Ingletarra opera ocho plantas nucleares. Hay que agregar que las plantas nucleares no se privatizaron al mismo tiempo en que se privatizaron las no nucleares. Desde 1995 no se han construido nuevas plantas nucleares. Con el propósito de asegurar que los proveedores entregarán un adecuado margen de seguridad con el fin de manejar las variaciones inesperadas en la oferta y la demanda, la National Grid Company (NGC) calcula la probabilidad de pérdida de carga del sistema eléctrico (Loss Of Load Probability) y la Dirección General de Suministro Eléctrico (DGES) especifica el valor de la energía no suministrada (Value Of Loss Load) estimada en £2/Kwh a partir de 1.990 incrementándose con la inflación cada año, tal que PIP = SMP (1-LOLP) + VOLL * LOLP 18 Donde PIP (Pool Input Price) es el precio que el Mercado paga a los generadores por la energía. SMP (System Marginal Price) es el costo de suministrar la energía. Así, un

18 Instituto de Economía Pública, Op. Cit., Pag. 16

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incremento en LOLP puede incentivar las inversiones en capacidad de tal manera que se puede eliminar el riesgo LOLP con capacidad total, desestimulando las inversiones en capacidad al no cubrirse los costos de las nuevas unidades instaladas para generar mayor capacidad, por lo tanto se necesita un equilibrio apropiado entre las funciones de suministro y calendario de suministros.19 La capacidad de generación hidráulica que presenta el sistema Inglés y Gales es mínima lo que facilita el calculo del LOLP al no aproximarse a los problemas de confiabilidad de dicho tipo de generación. 20 El ingreso de un nuevo generador de energía eléctrica incrementa la capacidad disponible en el sistema, de tal manera, a mayor posibilidad de fallo del sistema la fórmula incrementa los incentivos para proporcionar mayor capacidad al sistema. Sin embargo, los generadores de energía eléctrica pueden declarar menores disponibilidades de energía eléctrica con el propósito de aumentar sus incentivos por el cargo por capacidad.21 Se debe fijar un periodo de tiempo específico, por lo tanto, observando la tabla 1. se tomarán periodos de invierno y verano, tal que, por los cambios de precios se escogen los meses de Agosto 2001 (invierno) y Febrero 2001 (verano). Primero se debe conocer el SMP, que es un valor que no posee el monto del cargo por capacidad incluido, así, que tomando los montos totales de los cargos por capacidad respectivos de cada mes y dividiéndolos por las generaciones de energía eléctrica reales de cada mes se obtendrá el valor del cargo por capacidad en unidad de $/Kw. Para Febrero 2001 Valor del cargo por capacidad $/Kw = Total CxC mes / Total Generación Real mes Valor del cargo por capacidad $/Kw = 85.838.251.027 / 3.266.805.630 Valor del cargo por capacidad $/Kw = $26.2758 /Kw-mes Ahora, si el precio de bolsa fue de $86.83 /Kw-mes, entonces el SMP es 60.554102 $/Kw-mes Para Agosto del 2001 Valor del cargo por capacidad $/Kw = Total CxC mes / Total Generación Real mes Valor del cargo por capacidad $/Kw = 87.257.097.506 / 3.502.450.100 Valor del cargo por capacidad $/Kw = $ 24.913159 /Kw- mes Ahora, si el precio de bolsa fue de $39.47 /Kw-mes, entonces el SMP es 14.556840 $/Kw-mes

19 Zaccour, G., Op. cit., Pag. 70 20 Pontificia Universidad de Comillas , Op. cit., Pag. 10 21 Instituto de Economía Pública, Op. cit., Pag. 16

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Sin embargo, todavía se tiene una variable por resolver VOLL, que para los Ingleses es una penalización por el no suministro de la energía, estimado en 1990 en £2/Kw; pero si la capacidad nunca es deficiente y el suministro no se pierde por razones de una inadecuada generación, entonces el precio se incrementa para limpiar la voluntariedad del mercado22; por lo tanto, si la penalización es para el mercado por no tener energía para suministrarse y además la penalización está estimada en un costo, este mismo costo podrá ser el valor de un producto sustituto o el valor para suministrar esa misma deficiencia con la cual se está penalizando el mercado, entonces la penalización se puede plantear como el costo unitario de producir una o varias unidades adicionales. Para Colombia el costo de producir una unidad tomando como referencia la generación con turbinas de gas de ciclo abierto, asciende a USD 5.25 por kW Disponible - Mes. Por lo tanto, para ajustar las condiciones del ejercicio a la situación Colombiana, se realizara la siguiente paridad:

VOLL (£2/Kw-hora) = VMC (US$5.25/Kw-mes)

De tal manera, las TRM respectivas son Febrero 2001 igual a $2243.6 por unidad de dólar americano, y Agosto 2001 igual a $2288 por unidad de dólar americano. Se procederá a reemplazar los datos obtenidos y generar diferentes escenarios para LOLP, analizando la sensibilidad de PIP (precio de la energía eléctrica) PIP = SMP (1-LOLP) + VOLL * LOLP Con el propósito de plantear unos posibles escenarios para el calculo del LOLP, se analizarán cuatro opciones dadas en el libro: “Futuros para una energía sostenible en Colombia”, creado por la UPME:

• La guerra y la paz: bajo este panorama no hay victoria militar con un proceso de paz unilateral y con escasos recursos para la paz, sin la participación ciudadana, una industria que recibe impulso hacia la recuperación, concentración del poder , gran corrupción entre pocos, desmonte subsidios, con muy poca inversión, investigación y cobertura. Bajo este escenario se puede evidenc iar un LOLP mayor 0.5.

• El Titanic: no hay negociación de paz, con un proceso lento, no hay recursos para la paz, no hay apoyo internacional, la economía se encuentra en recesión, la industria se deteriora, mucha corrupción, ambiente de caos en la aplicación de leyes, se deteriora la efectividad de la justicia, posibilidades de racionamientos energéticos, no hay nuevos desarrollos energéticos deteriorándose las líneas de transmisión, no hay investigación e inversión. Bajo este escenario se puede plantear que LOLP será mayor a 0.2 e inferior a 0.5.

• En busca del tiempo perdido: Proceso de paz con muchos participantes y algunos recursos, un proceso de inserción de la insurgencia lento con dificultades, una

22 Putnam, Hayes & Bartlet LTD Economic and Management Counsel. Pricing generation capacity in Spain: discussion of options. may 1991. Pag.19

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economía con un desarrollo limitado, la industria se recupera en alguna medida, amplia participación ciudadana, corrupción con tendencia a disminuir debido a la participación ciudadana, aumentan lentamente reservas de petróleo y gas, aumenta la cobertura, incrementos en la inversión y la investigación. De acuerdo con este escenario se estipula un LOLP mayor a 0.05 e inferior a 0.2.

• El mago de Oz: Proceso de paz rápido entre pocos con recursos suficientes y apoyo internacional total, un proceso de inserción de insurgencia rápido, con una economía de mayor desarrollo, el bienestar social mejora, la industria se recupera, los mercados se expanden, se regula solo lo necesario, se desmontan los subsidios, se genera investigación y gran inversión internacional. Bajo este escenario se fija un LOLP entre 0 y 0.49.

LOLP Febrero 2001 Agosto 2001 1> x > 0 $/Kw $/Kw

1 ⇒ 11.779 ⇒ 12.012 0.75 ⇒ 8.849 ⇒ 9.013 0.50 ⇒ 5.920 ⇒ 6.013 0.25 ⇒ 2.990 ⇒ 3.014 0.1 ⇒ 1.232 ⇒ 1.214 0.05 ⇒ 646 ⇒ 614 0.025 ⇒ 354 ⇒ 314 0.01 ⇒ 178 ⇒ 135 0.005 ⇒ 119 ⇒ 75 0 ⇒ 61 ⇒ 15 De acuerdo con el valor unitario del cargo por capacidad obtenido para cada mes se estimo el LOLP, obteniéndose Febrero 2001 igual a .002243 o 0.2243% y para Agosto 2001 igual a 0.002075 o 0.2075%. Ahora si se obtuvieron estas probabilidades alrededor del 0.2% mes, cuando se tiene claro que en un modelo de calculo por horas el LOLP no podrá ser el mismo durante todo el mes y a toda hora, como se pueden presentar periodos de LOLP casi nulos, también se podrán presentar periodos u horas con un LOLP superior al 0.2%, manteniéndose una volatilidad de precios debido a la sensibilidad de la metodología que estaría en contra de los propósitos del cargo por capacidad. Este método muestra una alta sensibilidad en el precio de la energía eléctrica, de tal manera, que si se buscara una mayor economía en el valor del cargo por capacidad, tendría que darse bajo un escenario de muy alta confiabilidad lo que implica: una detallada y rigurosa planeación de las demandas, acompañadas de un ambiente económicamente, políticamente y socialmente estables, sin externalidades que afecten el normal funcionamiento de las plantas. Mas aun, que con las condiciones de Colombia los escenarios La guerra y la paz, El Titanic y En busca del tiempo perdido23, no están muy

23 Unidad de Planeación Minero Energética. Futuros para una energía sostenible en Colombia. Impresiones Rojo. Medellín. Mayo 2000. Pag. 71-137.

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distantes en tiempo el uno del otro, por lo tanto, los escenarios en los cuales transita el país presenta una tendencia de alto riesgo. Además, el sistema plantea que al existir riesgo de suministro aumenta el valor de la energía eléctrica, y este valor adicional a la energía eléctrica es pagado por el mercado (los usuarios), aumentando la retribución a los generadores de energía eléctrica, pero quien obliga a los generadores a construir mayor oferta de energía eléctrica, cuando los generadores tendrán muy claro que inmediatamente se reduciría su remuneración por unidad vendida, mas aun en un mercado oligopólico. Particularmente, el pago del VOLL no adiciona la capacidad necesitada por el sistema y posiblemente la rehabilitación del sistema puede llegar a ser inaceptable; lo que hace plantear también que un VOLL muy alto puede estimular mucho la rehabilitación de la capacidad lo cual producirla una profunda caída en los precios.24 Por lo tanto, no se sugiere la aplicación de esta metodología a la situación colombiana actual. 7.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN ESPAÑA

Es el quinto mercado eléctrico mas grande en Europa, después de Alemania, Francia, Inglaterra e Italia. El sistema de transmisión Español esta manejado por Red Eléctrica de España (REE); encontrando tres grandes grupos: Endesa, Iberdrola y Unión FENOSA..

Endesa construye una planta generadora de ciclo combinado a gas (CCGT) de 400 megavatios (MW), in Huelva que operara en Junio de 2004, así como otras tres que construye cerca de Cadiz, Barcelona, y Tarragona. Unión Fenosa planea adicionar 5,000 MW de nueva capacidad para el 2005, la mayoría en España, de los cuales 2,800 MW serán de gas natural.

El coste por garantía de potencia o capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio plazo para los participantes en el mercado y que exprese, así mismo, el coste de garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley 54/1997 del sector eléctrico.25

Las unidades de producción obligadas a presentar ofertas económicas de venta tendrán derecho a obtener la retribución por garantía de potencia, siempre que hayan acreditado un funcionamiento de 100 horas equivalentes a plena carga durante el último año.

Pago por garantía de potencia del Comercializador para su venta a consumidores cualificados o para la exportación, Consumidor Cualificado o Agente Externo que adquieran su energía en el mercado de producción, según, lo establecido en la orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998. Y se calcula desde 1999.

24 Putnam, Hayes & Bartlet LTD Economic and Management Counsel. Pricing generation capacity in Spain: discussion of options. may 1991. Pag. 11-12 25 Mercado de Electricidad, OMEL, Marzo 2002. Pag. 28

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El pago por Garantía de Potencia será la suma de los términos mensuales de cada período tarifario de acuerdo con la definición del último párrafo de este apartado que resultan de multiplicar la demanda de energía por los periodo tarifarios de cada central adquirida en el mercado de producción por el precio unitario de la garantía de potencia, tal como se detalla en la siguiente fórmula:

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PGP(c,m) = ? Xi x Dbc(c,m)i

i=1

Siendo:

PGP (c,m) = Pago por garantía de potencia del comercializador, consumidor cualificado o agente externo c en el mes m por la energía adquirida en el mercado de producción.

Dbc (c,m)i = Demanda de energía para cada periodo tarifario de la central adquirida en el mercado de producción por el comercializador para su venta a consumidores cualificados o para la exportación, consumidor cualificado o agente externo en el mes m y en el período tarifario i.

Xi = Precio unitario por garantía de potencia Xi que para cada período tarifario i, toma los siguientes valores:

VALORES DE Xi EN PTA/kWh:

PERÍODO 1 X1=1,3

PERÍODO 2 X2=0,6

PERÍODO 3 X3=0,4

PERÍODO 4 X4=0,3

PERÍODO 5 X5=0,3

PERÍODO 6 X6=0,0

Los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos efectuarán un pago por garantía de potencia producto de la energía adquirida en cada hora por el precio correspondiente a la misma.

Los precios horarios para cada uno de los periodos se muestran en la Tabla 7:

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Tabla 7. Horarios para el calculo de la Garantía de Potencia. Fuente: Comisión Nacional de Energía de España.

La diferencia entre la cuantía mensual total y los pagos efectuados por comercializadoras, consumidores cualificados y agentes externos será repercutida entre los distribuidores y las adquisiciones correspondientes a los contratos de exportación de REE de forma proporcional a la energía mensual adquirida, por lo tanto, la repercusión para estos agentes es la misma en todas las horas del mes.

La asignación a las distintas unidades de producción se hará proporcionalmente al producto de:

- Coeficiente de disponibilidad - Potencia equivalente, que es función de la potencia neta instalada y de la potencia limitada por disponibilidad de materias primas.

En el caso de centrales hidráulicas este último término es función de la producción de los últimos años naturales.

En los grupos de bombeo puro se tendrá en cuenta el porcentaje de llenado en las 4 horas posteriores a la del periodo 6 tal y como se establece en la Orden de 17 de diciembre de 1998 y en las Reglas de funcionamiento del mercado.

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El calculo diario de la Garantía de Potencia se encuentra a continuación en la Tabla 8. bajo las condiciones Colombianas con el fin de evidenciar comportamientos en la metodología.

DIA TOTAL 01-Feb-01 83.993 02-Feb-01 83.547 05-Feb-01 83.776 06-Feb-01 84.501 07-Feb-01 84.150 08-Feb-01 83.850 09-Feb-01 83.917 12-Feb-01 83.668 13-Feb-01 83.551 14-Feb-01 84.108 15-Feb-01 84.220 16-Feb-01 84.036 19-Feb-01 84.139 20-Feb-01 83.815 21-Feb-01 85.238 22-Feb-01 84.772 23-Feb-01 83.909 26-Feb-01 83.678

Total 1.512.867 Conversión $ por peseta 11,5 $ 17.397.972.800 Tabla 8. Cálculo del Cargo por Capacidad con la metodología Española (en Pesetas/MW) El cálculo del cargo por capacidad con la metodología Española arroja una cantidad de $ 17.397.972.800 en Febrero del 2001 y la metodología Colombiana arroja una cantidad de $ 85.838.251.027 para Febrero del 2001. De igual, manera se puede tomar el caso del mes de agosto del 2000 y 2001, el sistema Español no presenta ninguna retribución económica por concepto de cargo por capacidad, mientras que en Colombia se pagaron en Agosto del 2000 y 2001, $85.246.337.077 y $87.257.097.505 respectivamente. Por lo tanto, se analiza que en el sistema Español la remuneración del cargo por capacidad está dada en pesetas por horas, así, únicamente se renumeran las horas pico de demanda de energía y en algunos meses de diferente manera que otros meses e igualmente en diferentes horarios del día. Lo anterior, evidencia una significativa diferencia que evidencia las posibles ventajas económicas de la metodología Española, con el fin de implementarla en Colombia. Ahora, se realizara el mismo análisis anterior, pero tomando únicamente tres plantas de generación: Chivor (hidráulica), Termocartagena (gas) y Termotasajero (Carbón). Con las

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mencionadas plantas mediante la información de ofertas y demandas se estimaran las remuneraciones bajo la metodología española, con el fin de analizar las diferencias obtenidas frente a los resultados obtenidos en Colombia. Para febrero de 2001 se obtienen los siguientes resultados: Planta colombiana española diferencia CHIVOR $ 3.612.636.255 $ 1.507.316.121 $ 2.105.320.135 TERMOCARTAGENA $ 1.002.504.198 $ 47.173.771 $ 955.330.428 TERMOTASAJERO $ 1.726.542.909 $ 330.445.451 $ 1.396.097.459 TOTALES $ 6.341.683.362 $ 1.884.935.342 $ 4.456.748.021 Caso Chivor: es una planta que aporta constantemente al sistema en los momentos de retribución por garantía de potencia, sin embargo, su remuneración disminuyó considerablemente al aplicar la metodología española. Caso Termocartagena: es una planta que la mayoría del tiempo se encuentra disponible, pero apagada, esperando el momento en que se presente una situación critica para contribuir al sistema y la metodología colombiana le ofrece un reconocimiento económico por su disposición al sistema; sin embargo, bajo la metodología española su remuneración seria casi nula, ya que no realizó aporte al sistema en los periodos de remuneración de potencia. Caso Termotasajero: es una planta que aporta energía eléctrica al sistema constantemente y en periodos de remuneración de potencia, sin embargo, la disminución de su retribución de cargo por capacidad ha sido mas alta que en el caso de Chivor lo cual nos indica que bajo la metodología española, no solo importa participar de los periodos de remuneración, sino aportar la mayor capacidad de la planta en los periodos de mas alta remuneración. Se observa que sólo en estas tres plantas se generan diferencias económicas por el orden de los $4.456.748.021, donde se evidencia que la metodología española remunera a los generadores que aportan al sistema en los momentos críticos, mas no retribuye la capacidad ociosa de las plantas en otros periodo horarios que no se consideran críticos. En este ejemplo de estas tres plantas tomadas en consideración por la utilización de diferentes recursos para la generación de energía eléctrica, la disminución en el pago del cargo por capacidad alcanza el 70.28% respecto al valor pagado en Colombia; por lo tanto, la metodología española ofrece unos parámetros específicos que permiten que el cobro del cargo por capacidad a los usuarios permita el alivio de las tarifas. Lo anterior, evidencia una significativa diferencia debido las posibles ventajas económicas de la metodología española, con el fin de implementarla en Colombia.

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7.3. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS DE BOLSA DE ENERGÍA EN COLOMBIA CON LA METODOLOGÍA UTILIZADA EN ARGENTINA Es el tercer mercado de electricidad mas grande de América Latina después de Brasil y México; desde 1991, en gobierno comenzó un agresivo plan de privatización buscando formar un mercado abierto, regulado por el Ente Regulador de la Energía Eléctrica (ENRE), que vigila todos los aspectos de la industria y medida en las disputas de los diferentes participantes del mercado. Las funciones de generación, transmisión y distribución son del sector privado, pero existen restricciones para participar en mas de una actividad dentro de la industria. La legislación permite el acceso al sistema en orden de crear un ambiente competitivo y permite a los generadores atender sus clientes en cualquier parte del país. El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), se encuentra bajo la administración de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), una organización sin animo de lucro que pertenece a los participantes del sistema energético liderados por el Ministerio de Energía.

Para un generador vinculado al MEM su costo de generación está dado por el costo de operación más el costo de transporte desde su nodo de conexión hasta el mercado. Cuanto más alejado del centro de carga y cuanto menos confiable es el vínculo de transporte, más cara se vuelve la energía exportada desde ese nodo.

En la Tabla 9, se observa un ejemplo de la composición en la generación durante un día normal en Argentina, teniendo en cuenta las diferentes tecnologías de producción de energía eléctrica, con el propósito de suplir la demanda a las diferentes horas del día y sobretodo manejando las horas pico de energía eléctrica con generación hidráulica ofreciendo energía eléctrica a un bajo costo. La preponderancia de la generación térmica es evidente, alcanzando mas del 70% del total generado, siendo fundamental en estos valores la participación del petróleo y el gas natural.

Fuente de Generación Porcentaje de la Generación

Petróleo 53,4%

Gas natural 35,9%

Hidroeléctrica 4,7%

Nuclear 2,5%

Carbón 0,3%

Otros 3,2%

Tabla 9. Esquema de generación de energía eléctrica en Argentina. Fuente: CAMMESA

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El generador también recibe una remuneración por la potencia puesta a disposición del sistema, ya sea operable o reserva fría. Esta remuneración tiene un componente variable que aumenta cuando mayor es el riesgo que la demanda no sea abastecida dentro del sistema. Para garantizar la operabilidad técnica del sistema se remuneran también servicios adicionales como la regulación de frecuencia y el control de la tensión.

Aquellos generadores que no poseen ningún contrato, venden toda su producción al mercado spot recibiendo por la misma los precios que rijan en el mismo hora a hora.

Cuando un generador posee contratos de abastecimiento con un distribuidor o con un gran usuario mayor, cobra en cada hora por su producción como se describe:

• Hasta el nivel de su contrato su generación será considerada en el Mercado a Término.

• Cuando su nivel de generación esta sobre o bajo los valores del contrato, las diferencias se comercializan en el Mercado Spot como excedentes o faltantes de contrato a los valores vigentes en dicha hora en ese Mercado.

De acuerdo con las condiciones argentinas la remuneración de potencia se realiza al precio del mercado en el nodo al cual se encuentre conectado el generador de energía eléctrica. Cada máquina térmica que no despacha energía eléctrica a pesar de estar prevista en servicio en el predespacho, se le remunera la potencia puesta a disposición siempre que la máquina esté disponible todo el día y arranque al ser requerida. En caso de que en la operación real una máquina en reserva al ser convocada no responda (no entre en servicio o no alcance su potencial ofertado) perderá su remuneración correspondiente a ese día. El organismo encargado del despacho (OED) podrá solicitar la entrada de otra maquina de la lista de merito del día y como consecuencia aumentar el precio de la reserva para ese día. En caso de que la máquina no pueda entrar en servicio , no será penalizada si no estaba comprometida para ese día. Toda falla en la entrada al servicio de la maquina en reserva afectará sus posibilidades futuras, ya que se le puede desplazar al final de la lista de orden de merito si llegara a ofrecerse nuevamente. Si se repite la falla tres veces en el transcurso de dos meses no podrá presentarse al concurso de reserva hasta dentro de seis meses.

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Figura 20. Capacidad Instalada y Demanda peak por zona en Argentina Fuente: CAMMESA La generación esta representada por cerca de 30 empresas (adicionales a las provinciales) y la competencia está en aumento. El mayor generador tiene ahora menos del 8% del mercado y el mayor holding controla sólo el 4,6% de la capacidad instalada. Los precios pagados a los generadores son:

• Libres para clientes por encima de 100 KW, establecidos según contratos privados.

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• Regulados por CAMMESA en el Mercado Spot, en función del costo marginal de corto plazo (CMCP), que incluyen los costos de generación y transmisión, de acuerdo al despacho económico de carga.

• Precios estacionales estabilizados, para usuarios comerciales y residenciales con potencia demandada menor a 100 KW, existiendo tres bandas de energía para definir este precio: punta, valle y resto, incluyendo un cargo por potencia y por energía adicional. Las diferencias con respecto a costos marginales efectivos pagados a los generadores se compensan el trimestre siguiente.

El despacho de carga realizado por el CAMMESA se hace llamando a cada generador a producir sobre la base de una lista de orden decreciente de méritos la cual ordena los productores en función de sus costos marginales. Además se define la reserva de potencia reactiva, control de frecuencia y monitoreo de las reservas. El Estado toma la responsabilidad de garantizar a los distribuidores un precio estabilizado de compra. El precio se estabiliza por períodos trimestrales gracias a un fondo para estabilizar la energía. La Secretaría de Energía es quien sanciona los precios estacionales. La programación estacional es realizada por CAMMESA quien define los escenarios probables de oferta y demanda en función de los datos acordados y pronósticos disponibles. Con estos datos se calcula una distribución probabilística del precio medio de la energía para el trimestre en las distintas bandas horarias. Luego se realiza el cálculo del resultado del fondo de estabilización determinando la probabilidad a utilizar dada la disponibilidad de fondos para financiar la estabilización del precio. La Secretaria de energía sanciona el precio estacional de la energía utilizando la programación estacional y los precios probables estimados por CAMMESA. Determina su capacidad de financiación teniendo en cuenta el estado del fondo. Emite por resolución el precio estacional por banda horaria vigente para un trimestre. En la programación estacional realizada por CAMMESA para determinar los factores de nodo estacionales se realizan las siguientes actividades:

• Definición de configuraciones típicas de red

• Determinación de despachos típicos (estados típicos de oferta y demanda)

• Cálculo de factores de nodo estacionales para distribuidores.

El Estado argentino posee en su poder algunas empresas productoras de electricidad que tienen una participación no despreciable en el mercado y que se espera sean privatizadas, entre estas empresas destacan: - Nucleeléctrica Argentina S.A. ( 1018 MW nuclear, 750 MW Hidráulicos) - C.H. Yaciretá ( 3100 MW, 19000 GWh compartida en un 50% con la república del Paraguay)

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- C.H. Salto Grande ( 1890 MW, 7000 GWh compartida en un 50% con la república del Uruguay) Transporte El transporte en AT (V > 220 KV) es un monopolio ejercido por TRANSENER que tiene a su cargo el SADI (Sistema Argentino de Interconexión). El transportista esta obligado a dar libre acceso a su capacidad de transporte remanente a quien se lo solicite, de los actores reconocidos por el MEM, sin discriminación alguna. Si dicha capacidad se agota, el transportista no esta obligado a generar nueva capacidad. Su retribución es una remuneración estacionalizada basada en cargos fijos y variables. Tiene una retribución asegurada, excluida las bonificaciones por interrupciones. Las señales económicas para la expansión de la transmisión deben ser dadas por los otros agentes participantes del mercado: generadores y distribuidores. El mercado eléctrico mayorista argentino incluye:

• un único mercado donde productores y consumidores compran y venden electricidad a un determinado Precio Spot de despeje del mercado (MCP)

• un sistema de transporte que transporta potencia y precios de mercado, definiendo un precio spot para cada nodo a lo largo del sistema

• un Pool, llamado Compañía Administradora del Mercado Mayorista de Electricidad S.A. (CAMMESA), que administra el despacho y realiza las funciones del pool

• un cuerpo regulatorio, ENRE, que supervisa la regulación y hace de árbitro en caso de disputas entre los actores del mercado.

En Argentina el predespacho de plantas térmicas considera tres puntos importantes:

• Costos de puesta en marcha de turbinas a gas

• Costos de puesta en marcha de turbinas de vapor

• Costos de Sobrecarga para turbinas de vapor

Para el despacho los generadores declaran sus costos variables, para cada tipo de combustible. Originalmente ellos eran determinados por CAMMESA, pero esto fue modificado en mayo de 1995. El nuevo esquema de ofertas fue introducido para realzar la competitividad del mercado buscando menores costo de despacho. Los costos variables son ahora cotizados para cada generador, incluyendo el precio de la energía para las plantas hidráulicas. Los generadores hidráulicos declaran el precio el que es función del nivel de los embalses. Pero ambos el costo variable declarado por las unidades térmicas y el valor de energía declarado por los generadores hidráulicos tienen un margen de regulación. Los generadores térmicos deben declarar sus costos dos veces al año en base a precios semanales. La frecuencia de declaración para los generadores hidráulicos depende de su capacidad de reserva: estacional, mensual o semanal. Los distribuidores envían sus

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pronósticos de demanda para el esquema estacional al CAMMESA junto a el nivel de carga máxima que no exceda el nivel de penalización. El despacho requiere el desarrollo de diferentes herramientas matemáticas para resolver la coordinación hidrotérmica y los problemas de despacho en ambos pooles complicados por la existencia de grandes reservas con capacidades de almacenamiento multianuales. La necesidad de determinar el precio spot para un nivel del sistema tiene un impacto económico en el ingreso de las compañías lo que hace que sea un problema muy sensitivo. CAMMESA aplica primero un modelo de programación dinámica con dos reservas, para el cálculo del "valor del agua" para cada planta hidráulica en un horizonte de tiempo de 3 años de estudio para determinar los precios estacionales estabilizados de un período de 6 meses. Este precio es al que compran la electricidad los distribuidores. Basándose en estos valores un segundo modelo de programación lineal realiza el despacho semanal hidroeléctrico considerando un horizonte de estudio de 2 semanas para programar un período de una semana.. Tomando esas energías disponibles, un modelo multinodal no lineal realiza el despacho térmico diario y define el Precio Spot en cada nodo en todo el sistema. Luego, continua el despacho diario y la operación en tiempo real para dar junto a la programación antes realizada el Precio Spot horario, valor al cual compran energía los generadores y los grandes consumidores (consumo mayor a 100 kW). Para el cálculo del cargo por capacidad, el mercado eléctrico mayorista pagará por potencia puesta a disposición durante las horas de remuneración de potencia (ver Tabla 10) que resulten generando, más las maquinas disponibles que no resulten generando pero fueron previstas en el predespacho o estén consideradas como reserva. Día Típico 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Hábil 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Sábado 1 1 1 1 1 1 Domingo 1 1 1 1 Tabla 10. Periodos de Remuneración de Potencia en Argentina. Fuente: Consejo Federal de la Energía Eléctrica El precio de la potencia en el mercado se estima de la siguiente manera: $PPAD (US$/MW-h) = $BASE + $ CONF El precio base ($BASE) definido en 5 US$/MW-h en el periodo en el cual se remunera la potencia. El precio por confiabilidad ($CONF), con un valor mínimo de 5 US$/MW-h, este valor es determinado por la Secretaria de Energía del Ministerio de Economía.

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El Organismo Encargado del Despacho debe asumir la tarea de totalizar los requerimientos máximos de potencia de los usuarios discriminados por áreas, de tal manera, que se le pueda asignar el cargo por potencia a cada generador. Así que, la remuneración por potencia se determina multiplicando la potencia que se vende por el precio de la potencia en el nodo por el numero total de horas. De la siguiente manera:

REMPBASq = VENDEPBASq * ($PPAD * FAq) * NHMES $PPAD = Precio de la potencia en el mercado. FAq = Factor de adaptación en el nodo. NHMES = Número de horas vendidas del mes. Ahora, cuando los generadores que estuvieron disponibles en las listas de méritos diaria obtendrán recursos por reserva instantánea, de tal forma, que se les remunera el precio correspondiente a la oferta mas cara del horario de disponibilidad. Sin embargo, si en una hora determinada no es posible completar el requerimiento con las ofertas disponibles el precio del servicio de reserva instantánea será de 1,35 $/MWh. Para la aplicación en Colombia de la metodología seguida en Argentina se fijarán los siguientes criterios: se tomarán plantas con diferentes tecnologías (Hidráulica, Gas y Carbón), analizaremos un mes de la estación de invierno y un mes de la estación de verano estipulada para Colombia y a las plantas que posean cero generación se asumirá que se encuentran en reserva instantánea. De acuerdo con lo anterior, se han escogido las siguientes plantas: Chivor (Hidráulica), Termocartagena (Gas) y Termotasajero (Carbón). Como en Colombia no funcionan los nodos simplemente se tomarán como valor de la potencia $PPAD en su expresión mínima US$10/MWh. Para el mes de febrero de 2001 por ejemplo, aparecen a continuación los valores de las tres plantas. Para febrero del 2001 la TRM fue $2243.6 por dólar americano.

Remuneración por potencia

en MWh

Valor Remuneración por potencia $

Reserva Instantánea en MWh

Valor Reserva

Instantánea

Totales $

Chivor 152.311,97 3.417.271.359 3.417.271.359 Termocartagena 7.938,21 340.460.691 53.604 162.359.011 502.819.702 Termotasajero 55.465 1.248.451.220 1.248.451.220

Por concepto de cargo por capacidad en Colombia obtuvieron: Chivor $3.612.636.255,02, Termocartagena $1.002.504.198,16 y Termotasajero $1.726.542.909.

71

Para el mes de agosto de 2001 por ejemplo, aparecen a continuación los valores de las tres plantas.

Remuneración por potencia

en MWh

Valor Remuneración por potencia $

Reserva Instantánea en MWh

Valor Reserva

Instantanea

Totales $

Chivor 253.193,7496 5.793.072.991 5.793.072.991 Termocartagena 2.562,0408 58.619.494 64.300 198.609.840 257.229.334 Termotasajero 36.380,61 832.388.357 1.395 4.308.876 836.697.233

Por concepto de cargo por capacidad en Colombia obtuvieron: Chivor $3.682.694.038,07, Termocartagena $1.021.946.327,01 y Termotasajero $1.760.026.728,6. Con base en lo anterior, se puede concluir que la metodología argentina no es más económica que la metodología colombiana, con la diferencia que con la metodología argentina se busca retribuir la remuneración de potencia con base en su aporte al sistema en MWh, sin estimular las capacidades ociosas, ya que la reserva instantánea es retribuida pero sobre una base mínima. Por lo tanto, los recursos de remuneración van a los generadores que en realidad aportan al sistema en los periodos de remuneración de potencia proporcionalmente a su generación horaria. Caso Chivor: se observa cómo este generador incrementó su remuneración bajo la metodología argentina, sin observarse que el efecto tenga alguna relación con la tecnología de la planta, pero si es muy evidente el alto y continuo aporte de generación en los periodos de remuneración de potencia. Caso Termocartagena, durante los dos meses analizados esta planta obtuvo un aporte mínimo al sistema en los periodos de remuneración de potencia, tal que, la disminución que obtuvo en la remuneración bajo la metodología argentina es bastante significativa, pero es coherente con el estado ocioso de la planta; por lo tanto la metodología argentina no premia el estado ocioso de las plantas, sino su proporción de aporte al sistema en los periodos estimados para la remuneración de potencia. Caso Termotasajero, teniendo en cuenta la distribución de la remuneración entre las tres plantas en mención y sus respectivos aportes al sistema, con Termotasajero es evidente la correlación entre los aportes en los periodos de remuneración y la retribución de la remuneración por potencia al sistema; más aun no se observa ningún tipo de relación entre la remuneración de potencia y la tecnología utilizada en las plantas. El hecho de que el precio del mercado para remuneración esté ligado a un factor de confiabilidad puede ocasionar una alta sensibilidad al sistema de remuneración por potencia donde se pueden alcanzar volatilidad en los precios.

72

Es bien visto que la remuneración de potencia tenga unos periodos de remuneración, pero teniendo en cuenta las metodologías analizadas anteriormente el precio en el mercado para la remuneración de potencia puede llegar a ser alto, por lo que se pueden estar ocasionando sobrecostos en los periodos de remuneración. En la Tabla 11 se muestra la situación de los precios de la energía en Colombia frente a otros países, donde se evidencia que la situación colombiana es medianamente competitiva para la industria, el comercio se muestra en una mejor situación y para lo sectores residenciales es claro que es uno de los precios mas económicos. Tabla 11. Precios de la energía

Precios de la Energía cvs US $ / kWh *

País Industria Residencial Comercial Argentina 19.2 12.4 22.1 Brasil 5.8 9.3 11.0 Colombia 7.8 4.2 10.6 Cuba 7.0 10.4 7.6 Chile 7.4 12.9 10.7 Haití 6.6 9.4 9.8 México 5.3 5.1 13.8 Perú 6.7 11.2 11.9 Venezuela 2.0 1.0 2.8

Fuente: UPME 2002 En la tabla 11, se evidencian los altos precios de la energía eléctrica en Argentina y como se mencionaba anteriormente, una de estas razones puede ser el alto precio de remuneración de cargo por capacidad. 7.4. NUEVA ZELANDA En 1987 la división de electricidad del ministerio de energía fue reestructurada como la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ), removiendo los controles a la generación y mercadeo de la electricidad, creando al menos en teoría un ambiente competitivo. Después en 1988 ECNZ se reestructura así misma en un grupo corporativo y cuatro unidades de negocio: producción, mercadeo, transporte energético y, diseño y construcción eléctrica. Lo que llevó a la compañía de aproximadamente 6.000 empleados en 1987 a un poco menos de 3.200 empleados en 1992.26

26 editado por Gilbert Richard, Kahn Edward. International Comparations of Electricity Regulation. Cambridge University Press. 1996. Pag. 332-333

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Bajo este modelo, los generadores reportan sus suministros en el mercado. El suministro de los generadores y la demanda del mercado fijan los precios de equilibrio del mercado. Las compañías de distribución, grandes consumidores conectados a las líneas y otros consumidores potenciales acuden al mercado realizando intercambios eléctricos mediante contratos por diferencias.27 En la distribución se les permite a los consumidores acceso competitivo al mercado lo cual indica un acceso directo, donde los consumidores pueden firmar contratos con firmas de acceso directo permitiéndoles mejorar sus tratos de suministro energético, ofreciendo calidad de producto. Nueva Zelanda ha optado por una alternativa no regulada sobre la remuneración de potencia.28 El modelo toma en cuenta cuatro tipos de consumidores:29

• Consumidores tipo B son los que están directamente conectados a la línea, pueden operar en el mercado de energía y realizan contratos con generadores de energía eléctrica.

• Consumidores tipo L son grandes consumidores, pero reciben electricidad a través de compañías distribuidoras, ellos pueden participar del mercado de acceso directo y firmar contratos con empresas de acceso directo.

• Consumidores tipo S representan pequeñas industrias y/o unidades comerciales; por ejemplo, franquicias o sucursales del mismo negocio, como estaciones de combustibles, locales de comidas rápidas, escuelas, bancos, etc. Aunque individualmente son pequeños consumidores, estas características les permiten negociar fácil y mas barato, teniendo un costo agregado relativamente bajo.

• Consumidores tipo H son aquellos con mayor dificultades de negociar, agregar y contratar; de tal manera que los costos agregados son muy altos para las firmas de acceso directo.

De acuerdo con lo anterior la demanda esperada total será:

DE(p) = EqB (p) + EqL (p) + EqS (p) + EqH (p) Donde p es el precio de la electricidad. Los consumidores se acercarán al acceso directo bajo diferentes condiciones. Ellos firmarán contrato con las compañías que ofrecen menores precios. El modelo sugiere que las empresas de distribución firmarán contrato con los consumidores grandes o de agregados fáciles y sus usuarios dependerán del área geográfica. La eficiencia de cada empresa dependerá del grado de satisfacción de sus clientes y la búsqueda de nuevos clientes. Los costos de la línea no juegan un papel crucial en el proceso ya que si el cliente opta por el acceso directo pagará el uso de la línea al distribuidor local. Adicionalmente, los incentivos del mercado juegan un papel muy importante en el proceso competitivo y las políticas de

27 Zaccour, G. Op. Cit., Pag. 28 28 Pontificia Universidad de Comillas. Op. Cit., Pag. 7 29 Zaccour, G. Op. Cit., Pag. 28

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precios; sin embargo, existe un riesgo de alta volatilidad e incertidumbre de los precios, para lo cual se han firmado contratos a mediano y largo plazo, los cuales se podrían llegar a romper por una de las partes en una situación de emergencia donde se presentara una alta volatilidad de precios.30

Generador Capacidad

De

Generación (MW)

% de Generación

Total

NO. de Clientes % de Clientes

Total

Contact Energy 1,940 23% 465,000 26%

Genesis Power 1,596 19% 450,000 25%

Independent 112 1% 0 0%

King Country 13 0% 23,000 1%

Meridian Energy 2,448 29% 230,000 13%

Mighty River Power 1,217 15% 279,000 15%

NGC 386 5% 0 0%

Todd Energy 166 2% 65,000 4%

TrustPower 413 5% 280,000 16%

Tuaropaki Trust 56 1% 0 0%

TOTAL 8,347 100% 1,792,000 100%

Tabla 12. Composición del mercado generador con sus respectivos clientes en Nueva Zelanda Fuente recogida por M-co en Diciembre 2002 de información dada por las compañías en la lista anterior. 8. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 30 Zaccour, G. Op. Cit., Pag. 32

75

8.1. CONCLUSIONES La crisis de energía eléctrica de principios de los noventa, generó la necesidad de crear mecanismos que garanticen el crecimiento del parque de generación eléctrica en el país. El mecanismo mas relevante para garantizar el suministro de energía eléctrica ha sido el cargo por capacidad, así como, se muestra en la Figura 21 el crecimiento de la capacidad instalada de plantas de térmicas e hidráulicas a partir de la creación de la retribución por cargo por capacidad..

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

Años

MW

$ 410

$ 420

$ 430

$ 440

$ 450

$ 460

$ 470

$ 480

$ 490

$ 500

US

$ M

illo

nes

HidraulicasTermicasCargo por capacidad US$

Figura 21. Evolución de la generación y el cargo por capacidad en el sector eléctrico Colombiano años 1996-2002. Fuente: ISA S.A. y UPME En la Figura 21 se evidencia como en Colombia se han pagado mas de US$2.000 millones sin que se presente un claro retorno de los recursos con propósitos de nueva capacidad. En los últimos años se generaron proyectos con inversión de empresas publicas como: La Sierra, Urra y Porce II; con capital privado están Termocandelaria y otros proyectos menores. Todos los anteriores estaban planificados con anterioridad a los pagos del cargo por capacidad. Se puede afirmar que la bandera en proyectos de generación la lleva Isagen con ocho proyectos registrados, sin embargo, Isagen participa actualmente, con algo más del 10% de la capacidad de generación en el país y donde se encuentran la mayoría de los generadores que están recibiendo el cargo por capacidad, pues se evidencia que simplemente se ha utilizado en la gran mayoría de los casos como una utilidad adicional para la planta con el propósito de aumentar la tasa de retorno del inversionista.

76

En la Figura 22 se evidencia un cargo por capacidad constante, que en otras palabras se plantea como un costo fijo de la energía eléctrica por Kwh, por lo tanto, se puede plantear el cargo por capacidad como un precio único por Kwh aportado al sistema, se afirma entonces que la remuneración del cargo por capacidad para los generadores es constante (flujo de dinero constante). Además, en promedio durante los últimos cuatro años la participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa ha sido de 50.01%, por lo tanto, el 50% del precio de la energía que se ha pagado en bolsa en los últimos cuatro años ha sido por concepto de cargo por capacidad, en otras palabras, el cargo por capacidad ha duplicado el precio de la energía; sin embargo, se puede entrar en otra discusión ya que o se ha sobreestimado en valor del cargo por capacidad o se ha subestimado el valor del precio de la energía eléctrica. En España se paga aproximadamente $16 por Kw por remuneración de potencia y solo lo hacen en algunos meses durante las 4 horas pico de la noche; mientras que en promedio de los cuatro últimos años en Colombia se ha estado pagan $20.66 por Kw durante las 24 horas de todos los días. En conclusión se observa que el cargo por capacidad en Colombia representa un costo fijo por unidad para el usuario que el mismo paga a toda hora y sin importar el periodo del año.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Feb-01 Ago-01

MESES

$/K

wh

Precio de Bolsa

Cargo por capacidad

Precio sin CxC

Figura 22. Participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa año 2001. Fuente: ISA S.A. En la Figura 23 se muestra que en febrero del 2001 el cargo por capacidad representaba el 30.26% del precio de bolsa y en agosto del 2001 el cargo por capacidad representaba el 63.11%; por lo tanto, una remuneración adicional con el propósito de mantener la capacidad disponible absorbe mas del 30% del costo de la energía eléctrica en bolsa, en resumen más del 30% de lo que pagan los usuarios en bolsa de energía, no va a sufragar los gastos del servicio de generación, sino a solventar la viabilidad financiera de una capacidad instalada estimada que no se sabe hasta el momento cual es la capacidad óptima de generación que permita unos costos racionales de la energía eléctrica.

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Con base en lo anterior, la metodología implementada en Colombia está afectando ampliamente las tarifas de energía eléctrica a nivel nacional, limitando la libre competencia, al no permitir que los generadores desarrollen ampliamente sus capacidades de generación energético y comerciales y sobretodo limitando las posibilidades de los agentes de ejercitar un mercado libre de oferta y demanda. Sin embargo, se evidencia en los costos de generación eléctrica que la mayoría de las plantas están facturando la energía eléctrica al precio de una turbina a gas de ciclo abierto y por diferencias tecnológicas llegan a maximizar sus beneficios cuando el generador tiene costos inferiores a los que genera la turbina a gas de ciclo abierto. Aunque la CREG realiza estudios sobre la situación del cargo por capacidad, se debería monitorear continuamente el efecto del cargo por capacidad sobre las tarifas de energía, con el fin de realizar correctivos y ajustes que beneficien a los usuarios del servicio, más aun cuando la participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa y la tarifa es bastante significativo y la volatilidad del precio de bolsa de energía continua siendo evidente.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Feb-01 Ago-01

Meses

Precio sin CxC

Cargo por capacidad

Figura 23 Porcentaje de participación del cargo por capacidad en el precio de bolsa año 2001. Fuente: ISA S.A. En la figura 24 se observa cómo la remuneración del cargo por capacidad es superior para estas tres plantas ( Chivor, Termocartagena y Termotasajero) que en Argentina, pero sobre todo ampliamente superior que en España.

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-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

CHIVOR TERMOCARTAGENA TERMOTASAJERO

GENERADORES

EN

MIL

LON

ES

DE

PE

SO

S (

$)

COLOMBIANA

ESPAÑOLA

ARGENTINA

Figura 24.Cargo por capacidad en febrero del 2001 bajo tres metodologías. Fuente: Resultados del análisis del capitulo 7. 8.2. RECOMENDACIONES Se sugiere disminuir las sumas pagadas a los generadores, mediante la implementación de un sistema de periodo (mes o estación) de retribución por cargo por capacidad, estableciendo horas especificas de remuneración; fijándose un valor único $/Kwh, para cada periodo que alivie la carga a los usuarios en el pago del cargo por capacidad. Con el fin de asegurar la canalización de los recursos obtenidos por cargo por capacidad a favor del crecimiento del parque generador se propone la creación de un fondo independiente manejado por una agente privado donde llegue parte del valor único pagado por los usuarios con el propósito de promover nuevas inversiones en capacidad de carácter mixto, manejada por los agentes privados, que garanticen la financiación de los nuevos proyectos de generación eléctrica que necesite Colombia. La alta participación del cargo por capacidad en las tarifas y precio de bolsa, indica que debe realizarse un mejor seguimiento, ya que los generadores podrían buscar una retribución por unidad vendida más alta ofrecida en bolsa mediante la retribución por cargo por capacidad. Es necesario unos claros y definidos proceso de auditoria del mercado, para impedir posibles manipulaciones de los agentes sobre la información del mercado mayorista a favor de intereses individuales.

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La implementación de cualquiera de los mecanismo de cobro del cargo por capacidad ninguno garantiza que se cumplan plenamente los propósitos enmarcados para justificar el cobro del mismo. De la misma manera se considera que la desagregación del cargo por capacidad por área geográfica, categorías de consumidor y otros, puede generar escenarios mas equitativos, ya que por ejemplo: (1) no en todas las áreas geográficas existe la misma tecnología de generación de energía eléctrica (actualmente se retribuye con base en el costo de generación con turbinas de gas de ciclo abierto), (2) no todas las regiones del país presentan el mismo periodo de verano e invierno que plantea la CREG, (3) no es lo mismo un generador de energía eléctrica que atiende únicamente a una gran urbe, que otro generador que atiende a varios pueblos o electrificadoras, como de la misma manera el generador puede atender únicamente un complejo industrial. Aunque se podría afirmar que el cargo por capacidad ha estado vinculado al crecimiento del grupo generador en el país, es un sector que se encuentra en continuo crecimiento; por lo tanto, necesita un acompañamiento y un mejoramiento permanente que le permita superar sus propios obstáculos en búsqueda del optimo beneficio de los usuarios del sistema. Las privatizaciones en el sector energético solo han transferido capital publico a agentes privados, sin llegarse a alcanzar precios competitivos internacionalmente de tarifas de energía eléctrica, por lo tanto, el cargo por capacidad no solo se puede medir garantizando una rentabilidad a los inversionistas, debido a que con esta política nunca se llegara a alcanzar tarifas de energía eléctrica que permitan desarrollar un sector productivo competitivo internacionalmente. Este estudio se ha realizado bajo el marco de la regulación vigente que aplica hasta el año 2005, el propósito del estudio es realizar un aporte para creación de un nuevo marco para la remuneración del cargo por capacidad a partir del año 2006, que permita una relación justa entre generadores y usuarios, donde finalmente existan unas tarifas competitivas internacionalmente que permitan el desarrollo económico y social del país.

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A N E X O S