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DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE PAÍSES A LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS REGIONALES
SIEPAC – CAN
JUAN CARLOS ARANGO ZAPATA JUAN GONZALO LONDOÑO ESTRADA
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESPECIALIZACIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA MEDELLÍN
2004
DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE PAÍSES A LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS REGIONALES
SIEPAC – CAN
JUAN CARLOS ARANGO ZAPATA JUAN GONZALO LONDOÑO ESTRADA
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESPECIALIZACIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA MEDELLÍN
2004
DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE PAÍSES A LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS REGIONALES
SIEPAC – CAN
JUAN CARLOS ARANGO ZAPATA JUAN GONZALO LONDOÑO ESTRADA
Trabajo para optar al título de Especialista en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica
Director ANDRÉS JARAMILLO VÉLEZ
Ingeniero Electricista, M.Sc Economía de la Energía,
M.Sc Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico
UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESPECIALIZACIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA MEDELLÍN
2004
Nota de Aceptación _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ Ing. Andrés Jaramillo Vélez _____________________________ Jurado _____________________________ Jurado
_____________________________ V.º B.º Eugenio Betancur E.
Director Especialización en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica
Medellín, 20 de octubre de 2004
A todos los espantos y demás demonios que participaron en esta tortura, a Tomas de Torquemada y toda su santa inquisición
AGRADECIMIENTOS
Los autores expresan sus agradecimientos a:
Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) por su apoyo en la realización de está
Especialización.
M.Sc. ANDRÉS JARAMILLO VÉLEZ, Ingeniero Electricista y Analista Energético de la
Dirección Despacho Energía de ISA y Director de este proyecto.
M.Sc. ALVARO ISMAEL MURCIA CABRA, Ingeniero Electricista, Gerente del Centro
Nacional de Despacho de ISA.
M.Sc. SILVIA ELENA COSSIO MESA, Ingeniero Electricista, Directora de Despacho
Energía de ISA.
M.Sc. PABLO HERNAN CORREDOR ABELLA, Ingeniero Electricista, Gerente de
Operación y Administración del Mercado de ISA.
CONTENIDO
LISTA DE TABLAS
pág.
Tabla 1. Agentes del MER 36
Tabla 2. Requisitos para participar en el mercado en Guatemala 89
LISTA DE CUADROS
pág.
Cuadro 1. Longitud de la línea de transmisión del proyecto SIEPAC 22
Cuadro 2. Costo del proyecto SIEPAC 23
Cuadro 3. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN 179
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC 186
LISTA DE FIGURAS
pág.
Figura 1. Características del sistema de transmisión del SIEPAC 16
Figura 2. Estructura del CRIE 32
Figura 3. Estructura del EOR 34
Figura 4. Estructura del mercado de contratos regional 38
Figura 5. Predespacho del MER 45
Figura 6. Operación en tiempo real 46
Figura 7. Posdespacho del MER 47
Figura 8. Características de la generación en Panamá 55
Figura 9. Características del sistema interconectado de Panamá a 220 kV 56
Figura 10. Características de la demanda en Panamá 57
Figura 11. Estructura Organizacional del CND en Panamá 60
Figura 12. Características de la generación en Costa Rica 62
Figura 13. Características de la demanda en Costa Rica 63
Figura 14. Características del sistema interconectado de Costa Rica a 220 kV 64
Figura 15. Estructura del mercado en Costa Rica 66
Figura 16. Estructura del sector eléctrico de Costa Rica 67
Figura 17. Características de la generación en Nicaragua 68
Figura 18. Características de la demanda en Nicaragua 68
Figura 19. Características del sistema interconectado de Nicaragua a 220 kV 69
Figura 20. Estructura del operador de mercado eléctrico en Nicaragua 72
Figura 21. Características de la generación en Honduras 73
Figura 22. Características del sistema interconectado de Honduras a 220 kV 74
Figura 23. Estructura del operador ENEE en Honduras 77
Figura 24. Características de la generación en El Salvador 78
Figura 25. Características de la demanda en El Salvador 79
Figura 26. Características del sistema de transmisión de El Salvador 79
Figura 27. Estructura del mercado eléctrico en El Salvador 84
Figura 28. Estructura del operador UT en El Salvador 85
Figura 29. Características de la generación en Guatemala 87
Figura 30. Características del consumo en Guatemala 88
Figura 31. Características del sistema interconectado en Guatemala a 220 kV 88
Figura 32. Estructura del sector eléctrico de Guatemala 93
Figura 33. Sistema de interconexión de los países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) 98
Figura 34. Características de la producción de energía en Colombia 134
Figura 35. Características de la demanda en Colombia 135
Figura 36. Diagrama unifilar de Colombia 136
Figura 37. Estructura del mercado colombiano 141
Figura 38. Estructura del operador del mercado en Colombia 144
Figura 39. Características de la producción en Ecuador 145
Figura 40. Características del sistema interconectado nacional 146
Figura 41. Características de la demanda en Ecuador 147
Figura 42. Estructura del mercado eléctrico en Ecuador 150
Figura 43. Características de la producción en Perú 151
Figura 44. Características del sistema interconectado de Perú 152
Figura 45. Características de la demanda en Perú 153
Figura 46. Estructura del modelo peruano 156
Figura 47. Características de la producción en Venezuela 159
Figura 48. Sistema de transmisión de Venezuela 160
Figura 49. Características del consumo en Venezuela 161
Figura 50. Estructura del operador del mercado en Venezuela 165
Figura 51. Características del Sistema Troncal de Interconexión 166
Figura 52. Características de la generación en Bolivia 167
Figura 53. Estructura de la unidad operativa del operador del mercado 171
Figura 54. Matriz de elementos para la definición del problema 176
LISTA DE ABREVIATURAS
AGC: Control Automático de Generación
AIF: Asociación Internacional de Fomento
AMM: Administrador del Mercado Mayorista
ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos
ASIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales
BID: Banco Interamericano de Desarrollo
CADAFE: Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico
CAF: Corporación Andina de Fomento
CAN: Comunidad Andina de Naciones
CEL: Comisión Ejecutiva del río Lempa
CENACE: Centro Nacional de Control de Energía
CFE: Comisión Federal de Electricidad
CIER: Comisión de Integración Energética Regional
CND: Centro Nacional de Despacho
CNDC: Centro Nacional de Despacho de Carga
CNEE : Comisión Nacional de Energía Eléctrica
CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.
CNG: Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico
CNO: Consejo Nacional de Operación
COES: Comité de Operación Económica del Sistema
COES-SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
COMTELCA: Comisión Técnica Regional de Telecomunicaciones
CONAM: Consejo Nacional de Modernización
CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad
COOPEALFARORUIZ: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz
COOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste
COOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos
COOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos
COPRI: Comisión de Promoción de la Inversión Privada
CPE: Comité de Programación y Evaluación
CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas
CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica
CTE: Comisión de Tarifas Eléctricas
CVF: Corporación Venezolana de Fomento
DISNORTE: Distribuidora del Norte S.A.
DISSUR: Distribuidora del Sur S.A.
DTE: Documento de Transacciones Económicas del MER
EDC: Empresa Electricidad de Caracas
EDELCA: Empresa de Electrificación del Caroní
EEPPM: Empresas Publicas de Medellín
EGAS: Empresa Eléctrica de Guatemala S.A.
ELCOSA: Electroconductores de Honduras S.A.
EMCE: Empresa Mantenimiento Concepción y Electricidad
ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica
ENEL: Empresa Nicaragüense de Electricidad
ENELVEN: Energía Eléctrica de Venezuela
ENTRESA: Empresa Nacional de Transmisión S.A.
EOR: Ente Operador de la Red
EPL: Empresa Propietaria de la Línea
ERSP: Ente Regulador de los Servicios Públicos
ESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.
ETESA: Empresa de Transmisión Eléctrica S.A.
ETESAL: Empresa Transmisora de El Salvador S.A.
GD: Grupo Director
GESAL: Empresas de Generación Independiente Geotérmica Salvadoreña
ICE: Instituto Costarricense de Electricidad
IFC: Corporación Internacional de Financiamiento
INDE: Instituto Nacional de Electrificación
INDECOPI: Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual
INE: Instituto Nicaragüense de Energía
INECEL: Instituto Ecuatoriano de Electrificación
IRHE: Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación
ISA: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.
IVA: Impuesto al Valor Agregado
JASEC: Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago
LRSE: Ley de Régimen del Sector Eléctrico
LSE: Ley del Servicio Eléctrico
LUFUSSA: Luz y Fuerza de San Lorenzo S.A.
MC: Mercado de Contratos
MEN: Mercado Eléctrico de Nicaragua
MER: Mercado Eléctrico Regional
MERCOSUR: Mercado Común del Sur
MME: Mercado Mayorista de Electricidad
MRS: Mercado Regulador del Sistema
OPSIS: Oficina de Operación de Sistemas Interconectados
OSINERG: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía
PM: Participantes del Mercado
PPA: Power Purchasing Agreement
RRA: Remuneración Reconocida Anual
RTR: Red de Transmisión Regional
SCADA: Sistema de Control y Adquisición de Datos
SCIFE: Servicio Cooperativo Interamericano de Fomento Económico
SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
SEN: Sistema Eléctrico Nacional
SERNA: Secretaria de Recursos Naturales
SIC: Sistema de Intercambios Comerciales
SICN: Sistema Interconectado Centro Norte
SIEPAC: Sistema Interconectado Eléctrico de los Países de América Central
SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones
SIN: Sistema Interconectado Nacional
SISE: Sistema Interconectado Sur Este
SISO: Sistema Interconectado Sur Oeste
STI: Sistema Troncal de Interconexión
TIE: Transacciones Internacionales de Energía
TOP: Transacciones de Oportunidad Programadas
TRANSELECTRIC: Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica S.A.
UT: Unidad de Transacciones
RESUMEN
En todas las regiones geoeconómicas, el proceso de modernización se orienta a la
reorganización de los mercados, según las características regionales. En lugar de un mercado
multilateral, emerge la tendencia de que grandes bloques económicos regionales busquen un
abordaje con fuerte contenido político, tecnológico y estratégico.
Frente a esta tendencia, los principales bloques económicos buscan seguridad en el
abastecimiento energético a través de la diversificación del uso, economía de energía e
integración de sistemas eléctricos.
El Sistema Interconectado Eléctrico de los Países de América Central (SIEPAC) y la
Comunidad Andina de Naciones (CAN), son una muestra del esfuerzo que vienen realizando
los países latinoamericanos por lograr una unión tangible que reporte beneficios y traiga
progreso.
Para el año 2007, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P (ISA), empresa colombiana líder en
Latinoamérica en el área de administración, operación y transporte de mercados de energía
eléctrica, espera tener en servicio la línea de transmisión Colombia – Panamá, la cual es el
primer paso a un corredor de transmisión entre los mercados regionales SIEPAC – CAN,
logrando una integración que beneficiará a la región.
Los sectores como Gobierno, Empresas, Industria y Consumidores deben estar preparados
para este momento. Está preparación exige que se tengan los mecanismos adecuados o reglas
de juego en lo político, regulatorio y técnico, las cuales permitirán la transacción de energía
eléctrica entre los dos mercados.
Este trabajo de grado realiza un levantamiento del estado del arte en que se encuentran los
mercados eléctricos SIEPAC, CAN y países que los conforman y propone, a través de una
matriz comparativa de los diferentes elementos de los mercados SIEPAC y CAN, una primera
aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga realidad
la integración, a pesar de la heterogeneidad de todo tipo que presentan los mercados de Centro
y Sur América. El levantamiento de variables fundamentales accede a tópicos que van desde
lo técnico hasta lo regulatorio. El aporte de este trabajo de grado parte de una matriz de
comparación de los países que conforman estos mercados, la cual permite hacerse una idea del
estado de evolución de los mercados eléctricos de cada país.
En trabajos posteriores de la Maestría en Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución
de Energía Eléctrica, los autores continuaremos está exploración investigativa hasta definir
con precisión y claridad los elementos que se requieran para facilitar la integración de los
mercados y para que los conductores de las empresas encuentren un lenguaje válido con este
propósito.
CONTENIDO
pág.
INTRODUCCIÓN 1
1. HACIA LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS 4
1.1 LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN ECONÓMICA DE LOS PAÍSES, ÍNTIMAMENTE LIGADOS AL DESARROLLO HUMANO 4
1.2 PROCESO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ENTRE PAÍSES 6
1.3 INTEGRACIÓN REGIONAL DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS 8
1.4 IMPACTOS POSITIVOS DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS 9
1.4.1 Reducción de Costos 9
1.4.2 Economías de Escala 9
1.4.3 Oportunidades de Mercado 9
1.4.4 Confiabilidad 10
1.5 IMPACTOS NEGATIVOS DE LAS INTEGRACIONES 10
1.5.1 Distribución irracional de los beneficios 10
1.5.2 Políticas locales sobre recursos energéticos no renovables 11
1.5.3 Equidad de costos en proyectos de integración 11
1.5.4 Barreras y resistencias a la integración 11
1.5.5 Usuarios finales 12
1.6 INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS EN LOS PAÍSES DE AMERICA LATINA 12
2. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 14
2.1 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN EN LOS PAÍSES DE CENTROAMÉRICA 14
2.2 PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 16
2.2.1 Marco Conceptual General 16
2.2.2 Descripción del Proyecto SIEPAC 19
2.2.3 Costo y Financiamiento del Proyecto 22
2.2.4 Beneficios del Proyecto SIEPAC 23
2.3 MARCO LEGAL DEL SIEPAC 25
2.3.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central 25
2.3.2 Protocolos 26
2.3.3 Reglamento de Operación Técnica y Comercial del MER 26
2.3.4 Principios 27
2.4 MARCO INSTITUCIONAL 29
2.4.1 Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) 30
2.4.2 Ente Operador de la Red (EOR) 32
2.4.3 Empresa Propietaria de la Línea (EPL) 34
2.4.4 Agentes 35
2.5 DISEÑO GENERAL DEL MER 37
2.5.1 Organización de la Operación del MER 43
2.5.2 Garantías y Penalidades 48
2.5.3 La Transmisión Regional 49
2.6 PAÍSES PARTICIPANTES DEL SIEPAC 55
2.6.1 Panamá 55
2.6.2 Costa Rica 61
2.6.3 Nicaragua 67
2.6.4 Honduras 73
2.6.5 El Salvador 78
2.6.6 Guatemala 87
3. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE LA COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 95
3.1 ANTECEDENTES 95
3.2 ACUERDO INTERMINISTERIAL DE CARTAGENA E INTERCONEXIONES REGIONALES 97
3.3 BENEFICIOS DE LA INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS 99
3.4 ANALISIS REGULATORIO DE LOS PAISES QUE COMPONEN LA COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 100
3.4.1 Discriminación de Precios de Generación 100
3.4.2 Tipos de Transacciones de Intercambio Internacional 102
3.4.3 Remuneración de Potencia en las Transacciones Internacionales 104
3.4.4 Agentes Participantes en las Transacciones Internacionales 106
3.4.5 Tratamiento de Restricciones e Inflexibilidades 109
3.4.6 Tratamiento de las Cantidades Exportables 111
3.4.7 Cargos Adicionales en las Transacciones 113
3.4.8 Régimen Impositivo y Administrativo 115
3.4.9 Remuneración de los Enlaces Internacionales 118
3.4.10 Libre Acceso a los Enlaces Internacionales 121
3.4.11 Resolución de Conflictos 123
3.4.12 Transacciones “Spot” Internacionales 126
3.4.13 Mecanismos de Implementación del Acuerdo 128
3.4.14 Otros Factores que pueden afectar las Interconexiones 131
3.5 PAÍSES PARTICIPANTES DE LA CAN 133
3.5.1 Colombia 133
3.5.2 Ecuador 144
3.5.3 Perú 151
3.5.4 Venezuela 158
3.5.5 Bolivia 165
4. PRIMER ENFOQUE ESTRATÉGICO DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS 173
5. BASE METODOLÓGICA PARA LA INTEGRACIÓN: MATRIZ COMPARATIVA DE LOS ELEMENTOS DEL MERCADO DE LOS PAÍSES QUE CONFORMAN EL SIEPAC Y CAN 177
6. CONCLUSIONES 191
6.1 GENERALES 191
6.2 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 193
6.3 PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 197
7. RECOMENDACIONES 199
BIBLIOGRAFÍA 205
INTRODUCCIÓN
En las últimas décadas la globalización se ha extendido mundialmente como una necesidad
de los países de agruparse para generar valor agregado a la cadena de producción y sumar
esfuerzos que benefician a todos los actores participantes.
El objetivo de una integración regional, es enlazar las diversas economías y sociedades
mediante la creación de un espacio económico, social, político y energético regido por un
marco institucional común, no necesariamente un gobierno común, que establece reglas y
modos de operaciones comunes.
El SIEPAC y la CAN como mercados eléctricos regionales no son ajenos a este
movimiento. Se espera que la entrada en servicio en el año 2007 de la interconexión
eléctrica Colombia – Panamá abrirá un canal que permitirá la unión de los dos mercados
regionales y se consolidará como el primer paso hacia la creación de una gran bloque
eléctrico supraregional. Esto no es ajeno en el continente americano; actualmente se
encuentran en estudio las interconexiones eléctricas entre la CAN – Mercado Común del
Sur (MERCOSUR) y México – Guatemala. Actualmente, México posee una línea de
transmisión a 230 kV con Estados Unidos por Baja California y a su vez Estados Unidos
posee un mercado integrado con Canadá, lo cual nos lleva a visualizar que en poco tiempo
será realidad la creación de un mercado eléctrico global americano.
La empresa ISA, líder en interconexiones entre países y con presencia en la región
suramericana (Ecuador, Perú y Bolivia), espera extender sus redes de transmisión por todos
los países cercanos. Actualmente posee interconexiones con Venezuela a 230kV y 115 kV,
también con Ecuador a 230 kV y 138 kV y construirá una nueva interconexión eléctrica en
corriente directa a 250 kV con Panamá. Está última, hace parte del plan trazado por la
2
empresa, de ser reconocida en el entorno latinoamericano como una empresa líder en
transmisión eléctrica, administración y operación de mercados de energía eléctrica.
Con este panorama no se pueden pretender procesos de integración uniformes, por lo que se
han creado varios esfuerzos de integración por bloques a través de organismos y acuerdos
presidenciales. Sin embargo, estas soluciones y medidas ejecutivas pueden llevar a una
globalización que se traduzca en desintegración social doméstica.
Las opiniones respecto a las ventajas de la integración no son necesariamente convergentes.
La duda frecuentemente aparece porque, no obstante resultan beneficios reales para el
conjunto, existen otros impactos particulares que pueden provocar perjuicios a
determinados actores o países. Ello indica la necesidad de efectuar una correcta identifi-
cación conceptual y medición de los efectos resultantes de la integración, las ventajas,
resistencias y barreras que pueden generar y explorar el instrumental regulatorio para
facilitar los medios y evitar o, disminuir las resistencias y barreras.
Esta primera etapa del trabajo de investigación para obtención del título de Maestro en
Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, esta
encaminada a establecer unas bases sólidas en el conocimiento de los países que
conforman los mercados regionales SIEPAC y CAN y cómo están estructurados sus
mercados internos. Una vez obtenida esta información se podrá llegar a una primera
aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga
realidad la integración y para definir conclusiones y recomendaciones que allana en el
camino al trabajo de investigación “Integración de mercados eléctricos regionales
SIEPAC–CAN. Propuesta de una metodología para el cálculo de la energía en tránsito
en un mercado transfronterizo”.
Está primera fase investigativa es el fundamento para optar por el título de Especialista
en Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica a favor de
los autores, lo cual fue debidamente autorizado por el Comité Académico
Administrativo de dicha Especialización.
3
Este trabajo consta de 6 capítulos: El primer capítulo aborda la integración económica
como parte del desarrollo humano, luego establecer los impactos positivos y negativos
de la integración eléctrica; en el segundo capítulo se hace la descripción de la estructura
y funcionamiento del mercado regional SIEPAC y los países que participan; en el tercer
capítulo se hace la descripción de la estructura y funcionamiento del mercado regional
CAN y los países que participan; en el cuarto capítulo se propone una primera
aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga
realidad la integración; en el quinto capítulo se describe en forma comparativa los
mercados de los países que integran el SIEPAC y CAN; por último en el sexto capítulo
se describen las conclusiones y recomendaciones respectivamente.
Cabe resaltar que la CAN como mercado regional solo existe como una intención de
los países que conforman este grupo (Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia),
lo único concreto a la fecha de elaboración de este proyecto de grado es la integración
binacional Colombia - Ecuador. Mientras que el mercado regional del SIEPAC es un
mercado sólido que se encuentra en funcionamiento con reglamentos de operación y
comercialización transitorios desde el año 2002, en la actualidad se encuentra en su fase
final de desarrollo, el cual cuenta con un mercado eléctrico, un ente regulador y un ente
operador regional.
1. HACIA LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS
“La fuerza del lobo radica en la manada”
Anónimo
1.1 LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN ECONÓMICA DE LOS PAÍSES,
ÍNTIMAMENTE LIGADOS AL DESARROLLO HUMANO
En las últimas décadas se ha efectuado una profunda transformación en la ordenación de las
relaciones económicas, sociales, laborales y humanas a escala internacional. El sector
energético mundial, y su sector eléctrico en particular, no han sido ajenos a este proceso de
cambio, cuyo desarrollo ha transformado la regulación de sus distintas actividades.
El término que habitualmente se utiliza para definir la nueva estructura, organización y
funcionamiento del sistema es desregulación
La trascendencia de la reestructuración del sector energético deriva de las propiedades del
principal bien, la energía, un bien que no puede ser considerado una mercancia como
cualquier otra. La energía es necesaria para la alimentación, la salud, la calidad de vida, es
indispensable tanto para el progreso económico de las sociedades como para el desarrollo
de las personas.
, palabra de moda asociada a la liberalización
del mercado y la privatización de las empresas.
1 La dificultad de acceso a su uso y el nivel de desarrollo energético son
factores que se relacionan directamente con la salud física, el nivel de pobreza y la
esperanza de vida de las poblaciones.2
1 UNITED NATIONS. UNDP: United Nations Development Programme. 1998. p.14
La utilización racional de la energía es, por ende, un
2 KIMMINS, James P. The Ethics of Energy: a Frameworkfor Action, United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (UNESCO): World Commission of the Ethics of Scientific Knowledge and Technology (COMEST). Mayo de 2001. p.23
5
problema social, determinante tanto para el respeto y supervivencia del planeta (efecto
invernadero, lluvia ácida, residuos nucleares, etc.) como para la resolución de las
desigualdades (acceso equitativo de la población al uso de un bien). En definitiva, se está
hablando de un recurso que incide sobre la conservación de la vida en la Tierra y la
estructura democrática e igualitaria de una sociedad.
La desregulación o liberalización de la economía, es decir, de la retirada del Estado como
propietario y regulador de las actividades económicas, obvian este análisis y consideran la
energía como un producto que puede ser vendido, comprado y transportado como cualquier
otro. Encontrándose en el sector energético una nueva parcela a ocupar, de incomparable
valor añadido por su interés estratégico y los inmensos beneficios que puede reportar. El
neoliberalismo defiende sus principios esgrimiendo argumentaciones técnicas que
redundarían en una supuesta eficiencia global del sistema y que aparentemente son ajenas a
cualquier tipo de decisión política, con la pretensión de otorgar un valor de objetividad
científica
El cambio del sistema regulador en el caso del sector eléctrico, las justificaciones que
habitualmente se encuentran se podrían sintetizar en:
. Sin embargo, la realidad emerge de manera firme, haciendo inútil el ejercicio de
situar la tecnología y la economía en el limbo de la imparcialidad.
3
− Un cambio tecnológico basado en la tecnología de cogeneración y los ciclos
combinados, con tiempos de instalación muy reducidos, que quiebran las economías de
escala del sector en generación y propician la descentralización de las empresas y la
competencia entre las mismas.
3 HUNT, Sally y SHUTTLEWORTH, Graham. Competition and choice in electricity, John Wiley & Sons, 1996. p.48
6
− Reforzar la interconexión de los sistemas eléctricos, que ha conducido a un aumento del
tamaño de los mercados potenciales, reduciendo los posibles efectos de economías de
escala en el sector.
− Avances tecnológicos en medida, comunicaciones y procesado de la información que
facilitan la competencia.
− Ineficiencias asociadas a la regulación tradicional y al sector público por falta de
incentivos.
Sin embargo, la razón fundamental de la transformación hay que situarla en la supeditación
del poder político a los intereses de las multinacionales, de la globalización capitalista, el
proceso de concentración del capital y su ofensiva de privatizar todos los servicios
públicos.4
1.2 PROCESO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ENTRE PAÍSES
Los procesos de integración que actualmente se realizan a niveles supranacionales con el
fin de formar bloques económicos, se encuentran con realidades locales que merecen
particular atención por las desigualdades que se registran con el resto de la región. Las
distintas realidades que se presentan dentro de un mismo territorio forman un obstáculo
para los procesos de integración que se generan en la actualidad.
América Latina es una región desigual, con mayores progresos en materia de mitigación de
la pobreza que en desarrollo humano; por ejemplo, en este aspecto Argentina tiene el índice
más alto, seguido por Chile y Venezuela y en último lugar está Bolivia.
4 MARTÍNEZ, Jorge y RÍOS, Alberto. Análisis crítico del mercado de energía eléctrica. En: Revista de Cooperación de Ingeniería Sin Fronteras, España. 5 de mayo de 2003. http://www.cps.unizar.es/~isf/html/ anacm01.html
7
El objetivo de una integración regional, es enlazar las diversas economías y sociedades
mediante la creación de un espacio económico, social, energético y político regido por un
marco institucional común, no necesariamente un gobierno común, que establece reglas y
modos de operaciones comunes.
Sin embargo las diferencias entre los países de América Latina vinculadas a la cantidad de
población, al consumo eléctrico, al ingreso per cápita y al territorio, entre otros factores,
generan un crecimiento económico desigual lo que produce menor crecimiento sostenido
regional.
La difícil situación económica de América Latina dificulta los procesos de integración
uniformes, por lo que se han creado varios esfuerzos de integración por bloques, a través de
organismos y acuerdos presidenciales. Sin embargo, es necesario evitar que la
globalización se traduzca en desintegración social doméstica,5
1.3 INTEGRACIÓN REGIONAL DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS
lo cual puede llegar a ser el
resultado de acciones puramente ejecutivas salidas de los gobiernos.
Es por tanto, necesario un análisis sistematizado de las variables para la integración y hacer
propuestas investigativas sistematizadas que permitan variaciones con mas probabilidad de
éxito.
Los diferentes aspectos existentes respecto a las ventajas de las integraciones eléctricas no
son necesariamente convergentes. La duda frecuentemente aparece porque, no obstante
resultan beneficios reales para el conjunto, existen otros impactos particulares que pueden
provocar perjuicios a determinados actores o países. Ello indica la necesidad de una
correcta identificación conceptual y medición de los efectos resultantes de la integración,
5 ROBLES, Arodys. El desarrollo indígena y los nuevos marcos de integración regional, citado por el Consejo nacional para culturas y las artes de México. Los procesos de integración de los países, íntimamente ligados al desarrollo humano. Diplomado pueblos indígenas y desarrollo. México, 3 de julio de 2001. http://www.cnca.gob.mx/cnca/nuevo/ 2001/diarias/jul/100701/aroroin.html.
8
las ventajas, resistencias y barreras que pueden generar y el instrumental regulatorio para
evitarlas o, al menos, disminuirlas.
Una investigación que conduzca a la diferenciación adecuada y a la cuantificación de los
beneficios, produce una clara conclusión: si la integración trae beneficios netos, su
realización es conveniente6
1.4 IMPACTOS POSITIVOS DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS
. Si concurrentemente sus impactos distributivos son
perjudiciales, la integración mantiene su bondad pero la que resulta inadecuada es su
regulación. En este último caso la importancia de una diferenciación conceptual clara es
que los esfuerzos de los sectores afectados converjan en la necesidad de una
modificación regulatoria y no en la oposición a los procesos de integración.
Un mercado regional de energía permitirá flujos de importación y exportación, aumentará
inversiones y dotaría de mayor seguridad a los sistemas de redes integradas.
Algunos de los impactos positivos y negativos que enfrenta las integraciones de
mercados eléctricos, se describen a continuación:
1.4.1 Reducción de Costos Reducción de costos de inversión y operativos, debido a la
operación conjunta entre los países participantes, aprovechando los elementos activos –
pasivos del sistema eléctrico con un mayor factor de utilización, dada por las necesidades
como:
− Complementariedad hidroeléctrica entre países por su clima.
− Complementariedad hidrotérmica entre sistemas.
− Complementariedad estacional de la demanda.
− Diversidad horaria de cargas. 6 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Interconexión de mercados mayoristas. Bogotá: 2000. p.136
9
− Menor requerimiento de potencia de reserva, al tener un sistema eléctrico más
robusto y por ende, mayor confiabilidad y seguridad.
1.4.2 Economías de Escala Incremento del tamaño de los mercados:
− Economías de escala en generación y transmisión
− Atracción de la inversión privada
− Incremento del número de agentes y de la competencia
− Mayor eficiencia en las inversiones para expandir el sistema
− Menor impacto ambiental por diversidad de opciones de inversión
1.4.3 Oportunidades de Mercado Para los agentes generadores, transportadores y
comercializadores:
− Menores riesgos de remuneración
− Mayor posibilidad de ser despachado
− Incremento en las posibilidades comerciales
− Mejor perfil financiero de los proyectos
− Potencialidad de expansión y participación en el mercado
1.4.4 Confiabilidad Mejor la confiabilidad del suministro eléctrico:
− Uso complementario de recursos energéticos
− Diversidad de fuentes de energía
− Diversidad de unidades de producción
− Red de transmisión más amplia
− Se comparten las reservas de potencia
− Sistema eléctrico más robusto y estable
− Menor riesgo de racionamiento
10
1.5 IMPACTOS NEGATIVOS DE LAS INTEGRACIONES
1.5.1 Distribución irracional de los beneficios Las experiencias recogidas por la
Corporación Andina de Fomento (CAF)7 evidencian que las integraciones que producen
beneficios globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores o países, lo que señala
la conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de los beneficios. En
caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al proceso de
integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución no equitativa de los
recursos económicos8
1.5.2 Políticas locales sobre recursos energéticos no renovables En los casos en los que
la libre disponibilidad del recurso y el libre acceso a los mercados dan preferencia a los
operadores privados en las decisiones sobre recursos energéticos no renovables, proba-
blemente sea conveniente que las políticas oficiales regulen los volúmenes de reservas y
niveles de producción asignables a la exportación, así como la asignación de costos
internos de transporte a la exportación y el consumo doméstico
.
9
1.5.3 Equidad de costos en proyectos de integración Es importante diseñar políticas na-
cionales, mecanismos de mercado y medidas gubernamentales que alienten iniciativas de
los operadores privados en favor de proyectos de integración energética, atendiendo a
principios de equidad en la distribución de los costos
.
10
7 Ibid, p.142
8 Ibid, p.143
9 Ibid, p.142
10 Ibid, p.142
.
11
1.5.4 Barreras y resistencias a la integración Creación de barreras y resistencias a la
integración por parte de los actores privados. Estas barreras y resistencias pueden
manifestarse de manera pasiva o activa. En el primer caso significa la falta de iniciativa
privada respecto a la integración, en mercados en los que esta iniciativa es crecientemente
priorizada. En el segundo, una oposición activa por los canales disponibles, destinada a
desalentar actividades que les acarrean perjuicios. En el conjunto de actores cabe señalar
principalmente los generadores y los transportadores, ya que los distribuidores
prácticamente no son afectados11
1.5.5 Usuarios finales Los consumidores también pueden reciben impactos importantes y
pueden desarrollar presiones contrarias a la integración. Finalmente, las autoridades
públicas no pueden desconocer los impactos que afectan sectores importantes de la
comunidad y en cierta medida, el desarrollo estratégico del país
.
12
1.6 INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS EN LOS PAÍSES DE
AMERICA LATINA
.
La integración de mercados eléctricos será un factor vital y permitirá que las economías
de los países de América Latina sean más dinámicas.
La entrada en servicio prevista para el año 2007 de la interconexión Colombia-Panamá13
11 Ibid, p.146
12 Ibid, p.146
posibilitará la integración de los mercados energéticos regionales de Centro y Sur
América, estos mercados comprendidos por el Sistema de Interconexión de los Países
Centroamericanos (SIEPAC) y la Comunidad Andina de Naciones (CAN).
13 MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS DE PANAMÁ. Panamá avanza en interconexión con Colombia. Noviembre 21 de 2003. http://www.mef.gob.pa/Cope/pdf/Panam%E1%20avanza%20en%20 interconexi %F3n%20con %20 Colombia.pdf
12
El SIEPAC como un mercado en proceso de maduración, cuya primera parte (definición
de reglas y conformación del mercado) entró a operar parcialmente en el año 2003 y se
espera que para finales del año 2006 con la finalización de la construcción del circuito
sencillo a 230 kV entre Panamá y Guatemala, empiece a operar en forma definitiva con
una capacidad de intercambio de 300 MW a través de los 6 países (Panamá, Costa Rica,
Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala) que conforman este mercado14
La CAN por su parte es un mercado eléctrico que apenas está en formación, ya que solo
posee al año 2003 una integración entre dos países y de carácter binacional entre
Colombia - Ecuador. Perú otro de los participantes activos, esta en proceso de
construcción de una línea de interconexión a 230 kV con Ecuador lo que permitirá el
inicio de un mercado eléctrico regional al interior de la CAN. Venezuela por su parte
tiene serios reparos al proceso de integración, motivado por su situación política interna y
Bolivia no ha mostrado ningún tipo de interés en este proceso de integración
.
15
A nivel mundial con las integraciones regionales vigentes (Norte América, Países
Escandinavos, Comunidad Económica Europea), aunque una interconexión reporte
beneficios globales, la reasignación de ingresos proveniente de la misma no
necesariamente favorece a todos los actores, pudiendo perjudicar a varios o generar
desarrollos débilmente sustentables. Esta oposición entre beneficios globales y algunos
ingresos sectoriales puede originar resistencias en los actores, la comunidad y/o
gobiernos, promoviendo barreras a la integración
.
16
14 COMISIÓN REGIONAL DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA (CRIE). Reglamento transitorio del mercado eléctrico regional (MER). San José de Costa Rica. Ver. 2. 1, Revisión Abril de 2002.
15 ISA, CENACE, COES, OPSIS. Acuerdo operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Revisión 05, Quito. 29 de noviembre de 2002.
16 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Op.Cit., p.165
.
13
De acuerdo a la CAF y de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER),
calculan que para el año 2010 los beneficios de una integración regional Venezuela –
Colombia – Ecuador - Perú representaría un ahorro anual de costos operativos del orden
de los 310.6 millones US/año para los cuatro países, mostrando esto que los beneficios
de las interconexiones son significativos y resultan en todos los casos positivos17
17 Ibid, p.139
.
2. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE
AMÉRICA CENTRAL
2.1 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN EN LOS PAÍSES DE CENTROAMERICA
Las interconexiones de electricidad en los países centroamericanos comenzaron a ser una
realidad a partir de 1976, cuando entró en servicio el enlace entre Honduras y Nicaragua
mediante una línea de 230 kV. En 1982 entró en operación la interconexión entre Costa
Rica y Nicaragua y en 1986 tanto la de Costa Rica - Panamá, como la de El Salvador -
Guatemala, con lo cual se formaron dos subsistemas interconectados. La construcción del
enlace faltante entre El Salvador - Honduras para completar una interconexión sencilla a
230kV, uniendo a los seis países, se inició con financiamiento del Banco Mundial y se
termino a principios del 2002. Estas interconexiones existentes son circuitos sencillos, con
capacidad de transferencia limitada y se construyeron para interconectar subestaciones
fronterizas cuando los sistemas eléctricos nacionales se fueron expandiendo18
18 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Madrid. 2001. http://www. iadb.org/ppp/files/documents/EN/EN_SIEPAC_100_DB_ES.doc. p.3
.
Las interconexiones existentes han sido muy útiles para dar apoyo mutuo en emergencias y
para intercambiar excedentes de energía, básicamente hidráulica; sin embargo, no permiten
concertar transacciones firmes y los límites de transferencia son reducidos ya que la salida
imprevista del enlace deja a un sistema deficitario y muy posible sujeto a apagones.
Además, existe un rezago en el mantenimiento que se refleja en menor confiabilidad y
mayores pérdidas de energía; en varios países hay subestaciones con sobrecarga y demanda
sin atender por falta de capacidad en redes y subestaciones.
15
La capacidad limitada de las actuales líneas de interconexión impide que se puedan
concertar transacciones de compra - venta de electricidad de carácter firme que pudiera
justificar la instalación de plantas generadoras de mayor tamaño que el necesario para
atender el mercado de cada país. Esto explica en parte que las centrales instaladas en los
últimos años en estos países hayan sido pequeñas centrales de combustión interna o
turbinas de gas usando como combustible el diesel, lo cual hace elevar los costos de
producción19
19 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Diseño General Del Mercado Eléctrico Regional (MER). Informe Final. Revisión II, versión 2.1. Buenos Aires, Abril de 2000. p.3
.
Ante las deficiencias anotadas y con la perspectiva de aprovechar las ventajas de un
mercado eléctrico con alcance regional, los países centroamericanos vienen impulsando el
proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC),
apoyado en la creación de un mercado eléctrico regional y en la construcción de la línea de
transmisión de alta capacidad que enlace los países de la región. El sistema de transmisión
regional incluye las instalaciones dirigidas a reforzar los sistemas eléctricos existentes, la
construcción de la línea de interconexión a 230 kV desde Panamá hasta Guatemala y las
ampliaciones de las subestaciones asociadas.
En la figura 1 se observa las características del sistema de transmisión del proyecto
SIEPAC.
16
Figura 1. Características de Sistema de transmisión del SIEPAC20
2.2 PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE
AMÉRICA CENTRAL
2.2.1 Marco Conceptual General El tamaño del mercado eléctrico centroamericano es
relativamente pequeño. En el año 2001 Centroamérica tenia una población aproximada de
36 millones de habitantes, una demanda máxima de 4700 MW y requerimientos de energía
eléctrica por 24900 GWh. Se estima que la demanda máxima energía será de 6400 MW y
34800 GWh en el año 2005, y presentará un tamaño más atractivo para la construcción de
plantas de mayor tamaño que las construidas hasta ahora y con el propósito de atraer
generadores privados a precios y condiciones operacionales más razonables que las
logradas a la fecha e impulsando la integración regional de los mercados de electricidad,
20 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Op.Cit., p.2
17
los países centroamericanos decidieron la formar el Mercado Eléctrico Regional (MER) y
la construcción de una nueva línea de interconexión eléctrica regional.
Para el logro de la creación del mercado y la infraestructura necesaria del proyecto
SIEPAC, los países centroamericanos suscribieron en diciembre de 1996 el Tratado Marco
del Mercado Eléctrico de América Central21
El proyecto SIEPAC se convertirá en un eje de desarrollo regional que logrará en el
mediano y largo plazo la integración de los sistemas eléctricos de los seis países (Panamá,
Costa Rica, Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala). Igualmente, el proyecto
tendrá un rol significativo en el proceso de integración de la infraestructura regional, no
solamente desde el punto de vista de mejorar la eficiencia, confiabilidad y competitividad
del sector eléctrico, si no que además facilitará la convergencia con el futuro desarrollo de
la industria del gas natural en la región. El proyecto promoverá la instalación de plantas de
generación eléctrica con tecnología más avanzada, con capacidad regional y utilizando
combustibles sustitutivos más eficientes (por ejemplo, ciclos combinados con base en gas
natural) creando los incentivos para la construcción de gasoductos y una integración
energética más amplia con los países vecinos (México y Colombia), como potenciales
suministradores de gas natural a la región. La industria eléctrica sería el principal
consumidor de gas natural, transformando sus actuales plantas termoeléctricas y la
instalación de futuras utilizando este combustible, también se ha identificado un mercado
industrial importante sustituyendo fuel oil y en menor escala el gas licuado de petróleo.
Colombia con unas reservas comprobadas de 4.3 Tera pies cúbicos,
.
22
21 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central, Guatemala 30 de diciembre de 1996. http://www.omca.net
tiene la posibilidad
de explorar este escenario, el cual podría ser una futura fuente de exportación de gas a los
países del SIEPAC.
22 MOORE, Donald J. Colombia como futuro puente de energía de las Américas. Cuarto congreso colombiano de servicios públicos. Cartagena. Colombia. 27 de junio de 2002. http://www.technogas.ca/col42.html
18
Igualmente, se tiene proyectada la opción de utilizar la infraestructura de la línea de
interconexión del proyecto para fortalecer los sistemas de telecomunicaciones e
informática, mediante la instalación de fibra óptica utilizando la ruta y torres de
interconexión previstas en el proyecto, también con una visión regional. Los representantes
de los gobiernos ante el proyecto SIEPAC están promoviendo con el apoyo de la Comisión
Técnica Regional de Telecomunicaciones (COMTELCA) el estudio de opciones orientadas
a la utilización de la fibra óptica en el sistema de transmisión, para reforzar los sistemas de
comunicación regionales23
Cabe mencionar también las iniciativas de interconexiones bilaterales de la Comisión
Federal de Electricidad (CFE) de México con el Instituto Nacional de Electrificación de
Guatemala (INDE) a fin de desarrollar una interconexión a 400 kV con una longitud
aproximada de 103 km. entre ambos países, enlazando las subestaciones de Tapachuala, al
sur del estado de Chiapas en México, con la subestación Los Brillantes en Guatemala
.
24.
También, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) de Colombia y la Empresa de
Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) de Panamá vienen desarrollando la interconexión a
250 kV DC con una longitud de 569 km entre ambos países, enlazando las subestaciones de
Cerromatoso en Colombia con la subestación Panamá II en Panamá25
Este conjunto de iniciativas promovidas en cierto grado por el mismo proyecto SIEPAC,
hace de este proyecto un motor para impulsar la integración regional, no solamente desde el
punto de vista de la integración eléctrica, ya que también dará un impulso decisivo a la
introducción del gas natural y promoverá las enormes inversiones que enfrenta la región en
.
23 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central. Op.Cit., http://www. omca.net
24 INTER-AMERICAN DEVELOPMENT BANK. Plan Puebla – Panamá: Interconexión México – Guatemala; http://www.iadb.org/ppp/project/projectDetails.asp?project_id=131
25 MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS DE PANAMÁ. Panamá avanza en interconexión con Colombia. Noviembre 21 de 2003. http://www.mef.gob.pa/Cope/pdf/Panam%E1%20avanza%20en% 20interconexi%F3n%20con%20Colombia.pdf
19
materia de electricidad, estimadas unos US $7000 millones en la próxima década26
2.2.2 Descripción del Proyecto SIEPAC El Proyecto SIEPAC consiste inicialmente en
la creación y puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista de
electricidad y luego en el desarrollo de las obras de infraestructura de transmisión regional.
, a la vez
que servirá de base para eventualmente reforzar los sistemas de comunicaciones e
informática regionales, con un impacto positivo en la competitividad de la región.
El mercado es un espacio comercial de ámbito regional en el que los agentes habilitados
para ello, puedan libremente realizar transacciones de compraventa de electricidad, ya sea
dentro o fuera de su país, accediendo sin discriminación alguna a las redes de transmisión
con el pago de un peaje. Se espera que el mercado evolucione gradualmente y operare
como una actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con
intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico
regional, y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes.
La constitución del mercado eléctrico regional enfrenta, entre otros, los siguientes retos:
• Diseño e implantación de un marco regulatorio regional. Se cuenta con un
diseño general del mercado aprobado por los representantes de los países en el
proyecto, así como el Tratado Marco27
• Establecimiento de Instituciones Regionales. A fin de disponer de la
institucionalidad que demandará el mercado para su funcionamiento, el Tratado
Marco dispone la creación de dos órganos regionales permanentes: la Comisión
que es la base jurídica que sustenta el
mercado regional y sus instituciones.
26 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op. Cit., p.30
27 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central. Op.Cit., http://www. omca.net
20
Regional de Interconexión (CRIE) como ente regulador del mercado y el Ente
Operador de la Red (EOR) organismo responsable de asegurar que la operación y el
despacho regional de energía sea realizado con criterio económico, procurando
alcanzar niveles adecuados de seguridad y confiabilidad de los sistemas eléctricos.
Los gobiernos ya han nombrado a los comisionados en estas dos organizaciones.
Los gobiernos de los respectivos países enfrentan la tarea de definir las sedes de
cada una de estas instituciones tal como lo prevé el propio Tratado Marco y los
cargos por regulación necesarios para el funcionamiento de la CRIE y los cargos
por servicios de operación del sistema regional en el caso del EOR28
El principal desafío que enfrenta la CRIE es el de mantener la independencia que
como ente regional le otorga el Tratado Marco al constituirla como entidad regional,
con personería jurídica propia y capacidad de derecho público internacional con
independencia financiera a través de un cargo por regulación que deberán cubrir los
agentes del mercado. Además, enfrenta el reto de hacer cumplir la regulación
regional en coherencia con las leyes nacionales y de mantener una estrecha
coordinación y cooperación con los reguladores nacionales para facilitar la
implantación de la normativa regional. El rol de los estados miembros del proyecto
será clave en apoyar la autoridad y autonomía del Ente Regional para ejercer sus
funciones.
.
En el caso del EOR, se enfrenta el reto de asegurar una representación adecuada de
los agentes del mercado en la composición de la Junta Directiva de la institución y
de los operadores de los mercados nacionales para asegurar que la operación y el
despacho regional de electricidad son realizados con criterios económicos y en
condiciones de seguridad adecuados, minimizando potenciales conflictos de interés
y posiciones dominantes de los agentes participantes29
28 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op.Cit., p.32
.
29 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Op.Cit., p7
21
• Adecuación de los órganos de gestión actuales del proyecto. Actualmente los
órganos de gestión del proyecto SIEPAC son: El Grupo Director (GD), el Comité
de Programación y Evaluación (CPE) y la Unidad Ejecutora. El GD está integrado
por representantes de los ministros responsables del sector energético y del sector
económico de cada país, así como de las empresas eléctricas de cada país. El GD
tiene la responsabilidad final del desarrollo del mercado y de tomar las decisiones
necesarias para lograr los objetivos integrales del proyecto SIEPAC.
• Desarrollo de una infraestructura regional de transmisión adecuada. Los
representantes de los países decidieron llevar a cabo la ejecución del proyecto con
una visión y alcance regional, con el desarrollo de un mercado eléctrico
competitivo. En los estudios de factibilidad técnicos-económicos del proyecto se
consideraron distintas opciones, se evaluaron múltiples escenarios de desarrollo de
los sistemas eléctricos, resultados de coordinar la operación y la instalación de
plantas generadoras futuras. La opción de enlace entre los diferentes países que
resultó en los mayores beneficios económicos fue la construcción de una línea
sencilla de 230kV, la cual se extiende de Guatemala a Panamá pasando por los seis
países y con una longitud de 1802 kilómetros distribuidos como se muestra a
continuación el Cuadro 1.
Cuadro 1. Longitud de la línea de transmisión del proyecto SIEPAC
22
2.2.3 Costo y Financiamiento del Proyecto El costo total para el desarrollo y
construcción de la línea de interconexión y subestaciones del proyecto se estima en el
equivalente a US$330 millones. En adición se cuenta con una cooperación técnica para la
implantación del mercado y las instituciones regionales, con un costo total estimado en
US$16.4 millones.
Para el desarrollo de esta infraestructura, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID)
aprobó en 1997 un préstamo por US$240 millones, de los cuales US$170 millones
provienen de su capital ordinario y US$70 millones provienen de los fondos del V
Centenario del descubrimiento de América del Gobierno de España, administrados por el
BID y tienen carácter de concesión. El remanente se financia con aportes locales. La
cooperación técnica está financiada con un préstamo del BID por US$9.9 millones, más
US$5 millones de donación y el resto corresponde a recursos propios de cada país30
2.2.4 Beneficios del Proyecto SIEPAC La evaluación económica del proyecto y los
estudios de factibilidad demostraron la bondad del proyecto. El promedio de los beneficios
económicos netos anuales para seis posibles escenarios analizados, obtiene una rentabilidad
.
30 Ibid, p.9
País Longitud
(km)
%
Guatemala 242 13.4
El Salvador 260 14.4
Honduras 366 20,3
Nicaragua 284 15.8
Costa Rica 515 28.6
Panamá 135 7.5
Total 1802 100.0
23
del proyecto de 25.1%. De otra parte, los estudios de factibilidad del proyecto han estimado
los beneficios por país valorizando los costos de atender la demanda de cada país con base
en el concepto de costos marginales, (incluyendo los ahorros en costos de inversión y los
ahorros en costos de explotación de las plantas de generación). Con base en la diferencia
entre lo que paga la demanda de cada país en los escenarios de referencia y lo que paga en
los escenarios coordinados se calcularon los ahorros que para la demanda de un país
implica la construcción de la línea de interconexión del SIEPAC.
Estos ahorros en promedio para los seis posibles escenarios analizados arrojan los
siguientes valores del Cuadro 2, expresados en millones de dólares para el año 2000 y para
cada uno de los países participantes del proyecto SIEPAC, así: 31
País
Cuadro 2. Costo del proyecto SIEPAC.
Millones US
Promedio
Guatemala 176.1
El Salvador 102.5
Honduras 79.9
Costa Rica 56.5
Panamá 70.2
Nicaragua 28.6
Total Istmo 513.8
La reducción de costo del suministro eléctrico para los consumidores de la región, es
factible con base en los beneficios del proyecto y se deriva de dos factores fundamentales
31 Ibid, p10
24
que el mercado posibilitará mediante la introducción de competencia efectiva en la región;
por una parte, los ahorros en costos de inversión y operativos que resultan del
aprovechamiento de economías de escala de ámbito regional y la reducción de márgenes de
operación y por otra parte, la coordinación económica regional de los medios de
producción. La dimensión regional puede asimismo hacer viables grandes proyectos de
suministro energético, como los gasoductos para proveer de gas natural a la región,
teniendo en cuenta que el subsector eléctrico sería el principal consumidor32
2.3 MARCO LEGAL DEL SIEPAC
.
2.3.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central Los gobiernos de las
Repúblicas de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá
acordaron suscribir el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el cual fue
firmado a los treinta días del mes de diciembre de 1996 y fue ratificado por los poderes
legislativos de los seis países y está vigente a partir de diciembre de 199833
El Tratado Marco tiene por objeto la formación y crecimiento gradual de un mercado
eléctrico regional competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio, que
contribuya al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respeto y protección
al medio ambiente.
Los principios que rigen el Tratado Marco son la competencia, gradualidad y reciprocidad.
Estos principios se definen así:
.
• Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio
con base en reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias.
32 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op.Cit., p.46
33 REPÚBLICAS DE GUATEMALA, EL SALVADOR, HONDURAS, NICARAGUA, COSTA RICA Y PANAMÁ. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. Diciembre 30 de 1996. p.3
25
• Gradualidad. Previsión para la evolución progresiva del mercado mediante la
incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación
coordinada, el desarrollo de las redes de interconexión y el fortalecimiento de los
órganos regionales.
• Reciprocidad: Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y
normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de
gradualidad.
El Tratado Marco define el Mercado Eléctrico Regional (MER) como una actividad
permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo,
derivados de un despacho de energía con criterio económico regional y mediante contratos
de mediano y largo plazo entre los agentes. El mercado debe evolucionar gradualmente de
una situación inicial limitada hacia una más amplia, abierta y competitiva, apoyado en la
infraestructura existente y futura tanto nacional como regional.
2.3.2 Protocolos Para facilitar el cumplimiento y la debida aplicación de las
disposiciones contenidas en el Tratado Marco se establece que los gobiernos suscribirán los
protocolos necesarios que se enmarcarán en los principios, fines y demás disposiciones
establecidas en este. Uno de los principales protocolos que es necesario que firmen los
países es el relacionado con las penalizaciones o compensaciones por incumplimiento de lo
establecido en el Tratado Marco o del Reglamento de Operación Técnica y Comercial del
MER34
2.3.3 Reglamento de Operación Técnica y Comercial del MER Contiene toda la
reglamentación que sea necesaria para la Operación Técnica y Comercial del MER. Los
principales tópicos que contiene son los siguientes:
.
• Organización institucional y regulatoria del MER.
34 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central. Op.Cit., http://www. omca.net
26
• Funcionamiento comercial del MER.
• Coordinación de la programación y de la operación del sistema regional.
• Estructura operativa.
• Intercambio de información operativa, recursos de supervisión, medición para la
operación en tiempo real, sistema de comunicaciones.
• Intercambio de información comercial.
• El mercado de contratos regional, tipos de contratos, administración de contratos.
• El mercado regional de corto plazo.
• Garantías, liquidación, cobranza y pagos.
• Servicios auxiliares y la calidad de servicio, en correspondencia con lo establecido
en el reglamento de transmisión del MER.
• La transparencia, supervisión del comportamiento del mercado y sus reglas.
El reglamento debe asegurar el cumplimiento de los principios del Tratado Marco y
permitir que el MER opere en una forma competitiva garantizando la economía, calidad y
seguridad así como también la promoción y desarrollo de proyectos regionales tanto de
generación como de transmisión.35
35 Ibid, http://www.omca.net
27
2.3.4 Principios Los principios básicos que dirigen el desarrollo de la estructura y
organización del MER son:36
• Institucionalizar desde el principio. Es la puesta en vigencia operativa de la
institucionalidad prevista en el Tratado Marco, a partir de la creación de los organismos
que prevé, del desarrollo e implementación de las reglas que detallen su funcionamiento
y de los instrumentos de control que posibiliten su adecuada administración técnica y
comercial. No obstante, el plan de implementación debe contemplar la transición
necesaria para permitir el desarrollo de la infraestructura requerida que garantice la
adecuada supervisión y administración del MER.
• Construir con base en la realidad. Las regulaciones nacionales son diferentes,
existen países que no han abordado todavía la reforma hacia modelos competitivos y
cada país es soberano para elegir la forma y oportunidad de hacerlo o no. Aún así, el
mercado regional puede traer múltiples beneficios a cada país, independientemente del
tipo de estructura y organización de su sector eléctrico, por lo que el proyecto no puede,
ni debe esperar para su entrada en operación a que las reglas sean homogéneas en todos
los países. La realidad es que hoy ya se están realizando transacciones internacionales
de energía eléctrica entre los países (incluso entre países con y sin mercado
competitivo) y existe un amplio campo para incrementar el alcance y la eficiencia de
estas transacciones aún en condiciones de diversidad regulatoria.
• Respetar las autonomías de los países. En los detalles de implementación para la
creación de las nuevas entidades regionales que establece el Tratado Marco, se deben
establecer los límites y la interacción necesaria para respetar los derechos y
obligaciones de los agentes, organismos e instituciones dentro de cada país.
• Promover la competencia leal. Establecer la regulación y supervisión que impida o
penalice prácticas desleales.
36 Ibid, http://www.omca.net
28
• Economía y seguridad en el abastecimiento. Establecerse reglas de intercambios
regionales basadas en incorporar al despacho económico de cada país las ofertas y
demandas en las interconexiones internacionales, dando prioridad a los criterios de
calidad y seguridad.
• Incorporar la inversión privada al esfuerzo de inversión regional a través del
MER. El proyecto debe permitir el concurso de agentes privados, ya instalados o
nuevos, que quieran instalarse en la región, que aporten recursos económicos y
experiencia demostrando alta capacidad de reacción ante las señales del MER, en un
marco flexible que respete la libertad de iniciativa para promover y ejecutar decisiones
e inversión.
• Las reglas del MER deben ser simples, eficientes y predecibles. Un diseño
reglamentario del MER simple y predecible pero a la vez eficiente es un requisito
indispensable para lograr su desarrollo eficiente y maximizar los beneficios perseguidos
por su creación. La fácil comprensión de sus reglas es clave para promover el interés y
la participación en el MER, así como para evitar decisiones incorrectas.
• Permitir el desarrollo de la infraestructura de transmisión. El verdadero desarrollo
del MER requiere un fortalecimiento de la infraestructura de transmisión que integre
con calidad los sectores eléctricos de los diferentes países de la región, permitiendo
operaciones de una escala tal que den lugar a un ámbito de competencia en lo
económico y tecnológico y que a su vez lo haga en un marco de calidad y seguridad
aptos como para permitir confiar el suministro a usuarios finales a la producción
ubicada en otro país.
2.4 MARCO INSTITUCIONAL
Las organizaciones creadas por el Tratado Marco para el funcionamiento del MER son:
• La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).
29
• El Ente Operador de la Red (EOR).
• La Empresa Propietaria de la Línea (EPL).
2.4.1 Comision Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)37
• Objetivos Los objetivos de la CRIE son los siguientes:
− Hacer cumplir el presente Tratado y sus protocolos, reglamentos y demás
instrumentos complementarios.
− Procurar el desarrollo y consolidación del mercado, así como velar por su
transparencia y buen funcionamiento.
− Promover la competencia entre los agentes del mercado.
• Características Independencia que como ente regional le otorga el Tratado al
constituirla como entidad regional, con personería jurídica propia, Tener capacidad de
derecho público internacional. Tener capacidad jurídica suficiente para actuar judicial y
extrajudicialmente y realizar todos los actos, contratos y operaciones necesarias. Estas
características son primordiales, ya que garantizan la transparencia del mercado y la
equidad con que debe contar cualquier organismo de control.
• Composición Un representante de cada país miembro (cada representante pertenecerá
al ente regulador de cada país), designado por el correspondiente gobierno con mandato
por cinco años prorrogables. Cuya estructura esta compuesta por una junta directiva (un
representante de cada país), un grupo de vigilancia del mercado, un grupo de apoyo
regulatorio y ente administrativo.
37 Ibid, http://www.omca.net
30
• Recursos Provendrán principalmente de cargos pagados por los agentes, aportes de los
gobiernos y sanciones económicas cobradas a los agentes del mercado.
• Funciones Los funciones de la CRIE son las siguientes:
− Regular el funcionamiento del MER
− Garantizar condiciones de competencia y no discriminación
− Propiciar el desarrollo del mercado tanto su funcionamiento inicial como su
evolución
− Resolver sobre las autorizaciones para integrarse al mercado y para compra y venta
de energía
− Adoptar medidas para evitar el abuso de posición dominante
− Imponer las sanciones establecidas en los protocolos relacionadas con
incumplimientos al Tratado o la regulación.
− Aprobar las tarifas por el uso del Sistema de Transmisión.
− Resolver conflictos entre agentes
− Habilitar las empresas como agentes del mercado.
− Aprobar los cargos por servicios del EOR
− Evaluar la evolución del mercado
− Solicitar información contable auditada a las unidades de negocio
31
− Coordinar con organismos regulatorios nacionales las medidas necesarias para el
buen funcionamiento del mercado.
La estructura del la CRIE se muestra en la Figura 2.
COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA (CRIE)
Junta Directiva
Grupo de Apoyo Regulatorio
(Reguladores)
Grupo de Vigilancia del
Mercado
Administración
Figura 2. Estructura de la CRIE38
2.4.2 Ente Operador de la Red (EOR)
39
• Objetivos y funciones Los objetivos y funciones del EOR son los siguientes:
− Proponer a la CRIE los procedimientos de operación del mercado y del uso de la
Red de Transmisión Regional (RTR)
38 Ibid, http://www.omca.net
39 Ibid, http://www.omca.net
32
− Asegurar que la operación y el despacho regional de energía sea realizado con
criterio económico, procurando alcanzar niveles adecuados de seguridad, calidad y
confiabilidad.
− Llevar a cabo la gestión comercial de las transacciones entre agentes del mercado.
− Apoyar, mediante el suministro de información, los procesos de evolución del
mercado.
− Formular el plan indicativo de expansión de la generación y transmisión regional,
previendo el establecimiento de márgenes regionales de reserva y ponerlo a
disposición de los agentes del mercado.
• Características Personería jurídica propia y capacidad de derecho público
internacional aplicable a las partes. Tendrá capacidad jurídica propia para adquirir
derechos y contraer obligaciones, actuar judicial y extrajudicialmente y realizar todos
los actos, contratos y operaciones necesarias para cumplir con su finalidad.
• Composición Será dirigido por una junta directiva, constituida por dos directores por
cada país, designados por los respectivos gobiernos y propuestos por los agentes del
mercado de dicho país. Esta composición podrá ser modificada por los Gobiernos
mediante un protocolo. Su estructura esta compuesta por una junta directiva (dos
representante de cada país), un grupo de asesores expertos, un grupo de apoyo de
coordinación, planeamiento operativo y operación en tiempo real, un grupo de apoyo de
planificación y un ente administrativo.
• Recursos Los ingresos del EOR provendrán principalmente de los cargos recaudados
por la operación del sistema aprobados por la CRIE, otros cargos pagados por los
agentes del Mercado, sanciones económicas y otras fuentes.
La estructura del EOR se muestra en la Figura 3.
33
ENTE OPERADOR DE LA RED (EOR)
Junta Directiva
Grupo de Apoyo de Coordinacion Planeamiento Operativo
y Operacion en tiempo Real
Grupo Asesores Expertos
Grupo de Apoyo de Planificacion (Seguridad Operativa e
Ingenieria de Transmision )
Administracion
Figura 3. Estructura del EOR40
2.4.3 Empresa Propietaria de la Línea (EPL)
41
• Características Empresa de capital público o con participación privada. Regida por el
derecho privado
• Accionistas Compañías de Electricidad de cada país que son responsables por la
transmisión nacional y los accionistas privados serán incluidos en el futuro, comenzando
con Endesa de España.
• Función Desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener un primer sistema de
transmisión regional que interconectará los sistemas eléctricos de los seis países,
denominado línea SIEPAC.
40 Ibid, http://www. omca.net
41 Ibid, http://www. omca.net
34
2.4.4 Agentes Uno de los principales actores del SIEPAC son los Agentes, estos son los
encargados en ultima instancia de hacer las transacciones de energía. Estos agentes deberán
crear unidades de negocio separadas para cumplir con los requerimientos del Diseño
General del MER.
El Tratado Marco establece en su Artículo 5 una primera definición de agente del mercado
regional:
Las actividades del mercado se realizarán entre sus agentes, los que podrán ser empresas
dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad,
así como grandes consumidores. Los agentes podrán llevar a cabo libremente y sin
discriminación alguna, la compra y venta de energía eléctrica. Sin embargo, mientras la
legislación de un país permita a una misma empresa la realización de dos o más
actividades en la prestación del servicio o la designación de una sola empresa para
realizar transacciones en el mercado, éstas deberán crear unidades de negocios separadas
que permitan una clara identificación de los costos de cada actividad.42
Para la aprobación de cada Agente del Mercado, se requiere que cumplan los requisitos
para proteger deudores y acreedores. La Regulación Regional definirá los requerimientos
financieros, estableciendo el procedimiento para la habilitación como Agente del MER.
Los requisitos a ser cumplidos incluirán como mínimo:
43
La habilitación como agente de un Mercado Mayorista o, en los países sin
Mercado Mayorista, ser la empresa estatal o la habilitación otorgada para
participar en transacciones internacionales de energía eléctrica.
42 REPÚBLICAS DE GUATEMALA, EL SALVADOR, HONDURAS, NICARAGUA, COSTA RICA Y PANAMÁ. Op.Cit., p.4
43 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA. Informe de diseño del mercado eléctrico regional MER. Proyecto SIEPAC. Medellín. Agosto de 2002.
35
Adhesión a los derechos y obligaciones que establecen los Reglamentos del
MER, en particular la obligación de cumplir con los compromisos de pago en
tiempo y forma.
Garantías de cumplimientos de pago, a través de una garantía ejecutable, con
un mecanismo a definir, adecuado a las posibilidades existentes en la Región.
La participación en el MER está determinada por la existencia o no de mercado mayorista
en cada país. En principio, serán agentes del MER los que se muestran en la Tabla 1.
Tabla 1. Agentes del MER44
ORGANIZACIÓN DEL SECTOR
AGENTES HABILITADOS PARA
PARTICIPAR EN EL MER
Mercado mayorista competitivo en
operación
• Agentes habilitados del mercado
mayorista
Transición a un mercado mayorista
competitivo
• Empresa estatal
• Los agentes habilitados que se vayan
incorporando en la transición
Monopolio estatal
• Empresa estatal
• Consumidores y generadores
privados especiales, habilitados por la
regulación a exportar o importar
energía eléctrica
44 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central. Op.Cit., http://www. omca.net
36
2.5 DISEÑO GENERAL DEL MER
El modelo conceptual del MER consiste en la conformación de un séptimo mercado, el cual
interactúa con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con reglas
independientes y puestos en contacto exclusivamente en los puntos de la Red de
Transmisión Regional (RTR). 45
• Mercado de Contratos Regionales El Mercado de Contratos Regionales es el conjunto
de contratos de importación o exportación de energía eléctrica o los celebrados entre los
agentes habilitados como agentes del MER en los respectivos países miembros.
Para ello se establece la conformación de tres mercados competitivos:
46
En el Contrato deberá estar establecida la energía máxima horaria comprometida durante la
vigencia y efectuar las respectivas Ofertas de Flexibilidad
47
El Mercado de Contratos Regionales tiene por objetivo crear las condiciones formales y de
administración regional para posibilitar el desarrollo de inversiones y expansiones
regionales, tanto en el campo de la generación como en el de la infraestructura de
transmisión que se requiera. Al mismo tiempo, debe permitir e incentivar la maximización
del uso de la capacidad de transmisión y generación disponibles, como también, libres para
efectuar contratos de oportunidad. Para ello es necesario diferenciar distintos tipos de
destinadas a administrar los
ajustes ya sea por condiciones económicas o por restricciones técnicas. En la Figura 4. se
muestra la estructura del mercado de contratos regional.
45 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA. Op.Cit., p.4-1
46 Ibid, p.4-2
47 Son los excedentes con que cuenta los generadores después de ser despachados, estos excedentes se pueden usar para cubrir los faltantes de potencia que se presenten en un sistema de potencia.
37
contratos, fundamentalmente en cuanto a la duración del compromiso, anticipación con que
se conoce, su interrumpibilidad y la obligación de cumplimiento. 48
Contratos Internos
Mercado de Contratos Nacional:
Regulación Nacional
Contratos entre agentes
del MER
Contratos Internos
Mercado de Contratos Nacional:
Regulación Nacional
Contratos entre agentes
del MER
Mercado de Contratos Regional:Regulación Regional
Mercado 1
Mercado 2
Figura 4. Estructura del mercado de contratos regional49
− Contratos Firmes Los objetivos de este tipo de contratos son:
50
• Dar a cada agente la seguridad y obligaciones de cumplimiento del compromiso
ante ventas/compras a agentes ubicados en otro país de la Región.
49 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA Op.Cit., p.3-2
50 Ibid, p.4-8
38
• Posibilitar el desarrollo de plantas de generación de escala regional.
• Promover intercambios que viabilicen el desarrollo de redes regionales.
Toda generación que se venda en un Contrato Firme regional será considerada generación
regional. El Contrato Firme localiza comercialmente la energía firme contratada en el país
que compromete la entrega. La energía contratada tiene prioridad para el abastecimiento de
la demanda del Comprador, en el país en que este se ubica, en lugar de tener prioridad de
abastecimiento para la demanda del país en que se ubica el Vendedor.
El agente vendedor podrá cubrir su compromiso con generación propia y/o con compras en
el Mercado de Oportunidad Regional, y/o, de permitirlo la regulación nacional, en el propio
mercado nacional de oportunidad del agente vendedor y/o comprador. El Contrato Firme
sólo es interrumpible por restricciones técnicas o emergencias.
Un Contrato Firme Regional sólo será habilitado si cuenta con la titularidad de los derechos
de congestión por la potencia comprometida en el punto de entrega del contrato. Esta
exigencia significa exigir que la capacidad de transmisión exista y por tanto permite
promover el desarrollo de la infraestructura de transmisión.
− Contratos No Firmes El objetivo de este tipo de contratos es viabilizar intercambios de
excedentes y faltantes de oportunidad entre agentes, para dar mayor dinamismo y
desarrollo al Mercado de Contratos Regionales y para maximizar el uso de la capacidad de
transmisión disponible.51
Se caracterizan por ser compromisos de corto plazo con una duración mínima de un día.
No representan un compromiso firme para el país donde se ubica el Vendedor. Son
interrumpibles por:
• Restricciones técnicas: Fallas o mantenimientos en la red de transmisión, perdidas o
mantenimientos de unidades de generación
51 Ibid, p.4-8
39
• Criterios de calidad y seguridad: Por compromiso de la seguridad del sistema ante
restricciones (mantenimientos, etc.), por déficit de potencia reactiva que comprometa
la calidad del servicio
• Consideración económica del despacho económico o prioridad de abastecimiento del
Operador del Sistema y Administrador del Mercado nacional
• Por congestiones en la red de transmisión regional: En horas de máximo consumo se
pueden presentar congestiones que impidan transportar la potencia estipulada en el
contrato.
• El Mercado de Oportunidad Regional Los objetivos de las transacciones de este
mercado son:52
− Optimizar el uso de recursos disponibles en la región
− Promover el uso de la capacidad instalada en generación no comprometida por medio
de contratos y de la capacidad de transmisión regional
− Promover el cubrimiento de los desvíos que surjan del Mercado de Contratos,
otorgando el respaldo del mercado que permita reducir sus riesgos
− Crear un mecanismo eficiente para cubrir los desvíos que surjan en la programación y
operación en tiempo real a los intercambios programados.
Las transacciones del Mercado de Oportunidad Regional son de oportunidad, por lo tanto,
interrumpibles por el Operador del Sistema y Administrador del Mercado nacional del país
vendedor o comprador.
El Mercado de Oportunidad Regional se administra a través de:
52 Ibid, p.4-9
40
− Ofertas de oportunidad de cada país: ofertas de inyección o retiro de energía eléctrica
en los nodos de la red de transmisión regional.
− Ofertas de flexibilidad de cada contrato: ofertas de variar los intercambios
contractuales comprometidos por restricciones o por conveniencia económica.
Los tipos de transacciones de oportunidad son:
− Transacciones de Oportunidad Programadas (TOP): Provienen de la programación de
las ofertas de oportunidad y ofertas de flexibilidad de contratos en el predespacho
nacional y regional.
− Transacciones por desvíos en tiempo real: Provienen de los desvíos ocurridos en la
operación en tiempo real, cuando los retiros e inyecciones resulten distintos a los
programados en el despacho del MER (Contratos y TOP)
Cada transacción de oportunidad horaria, ya sea de compra como de venta, se realiza al
correspondiente precio nodal. De este modo, las transacciones de oportunidad, tanto
programadas como por desvíos de tiempo real, al ser valoradas al precio nodal, pagan
implícitamente el cargo variable de transmisión, esto es debido a que todo megavatio
valorado en el nodo frontera tiene sobre si implícitos los cargos por uso de la red de
transporte.
• Mercado de Servicios Auxiliares La Regulación Regional definirá los niveles
requeridos de Servicios Auxiliares, los requisitos técnicos a cumplir para estar habilitado a
proveer cada Servicio Auxiliar y el modo en que se verificará su cumplimiento.53
El EOR será el responsable de establecer los criterios de calidad y seguridad que se
aplicarán en el MER, de acuerdo a procedimientos reglamentados.
53 Ibid, p.4-9
41
Los Servicios Auxiliares requeridos por los criterios de calidad y seguridad incluyen:
− Regulación secundaria AGC
− Reservas de respaldo (rodante y fría de corto plazo)
− Control de tensión y reactivos
− Sistemas de deslastre de cargas
− Generación obligatoria
− Facilidades para arranque en negro (black start) de unidades de generación
− Facilidades para la coordinación y formación de islas eléctricas cuando el sistema
eléctrico regional, en forma total o parcial, vaya al colapso eléctrico y así poder
facilitar el restablecimiento de todo el sistema.
Un punto particular a desarrollar por la Regulación Regional es la Generación obligatoria
por restricciones de calidad y seguridad regional, ya que los mismos pueden forzar
inyección en un punto de la RTR a pesar de no ser competitiva.
42
2.5.1 Organización de la Operación del MER La estructura jerárquica operativa para el
MER contempla un sistema con dos niveles de operación: el EOR en el nivel regional y el
Operador del Sistema y Administrador del Mercado de cada país a nivel nacional. En este
esquema cada Operador del Sistema y Administrador del Mercado, además de desarrollar
las actividades que cada regulación nacional le asigna en cuanto a la administración del
sistema y mercado mayorista de su país, actuará bajo la coordinación del EOR, en el marco
que definan los reglamentos del MER, en todos aquellos asuntos que tengan relación con la
operación del mercado regional. 54
La coordinación de la operación a nivel nacional y regional incluye la coordinación del
predespacho nacional y regional, la coordinación del despacho económico (operación en
tiempo real) y la coordinación del posdespacho que incluye la liquidación de las
transacciones económicas.
• Coordinación del Predespacho La coordinación del predespacho nacional y regional
entre el EOR y Operador del Sistema y Administrador del Mercado, denominado
predespacho del MER, incluye los siguientes procedimientos:55
− Coordinación de intercambios por contratos
− Coordinación de ofertas y requerimientos de oportunidad
− Coordinación de ofertas y requerimientos de Servicios Auxiliares.
Estos procedimientos se esquematizan en la Figura 5.. Este procedimiento consiste en que
los agentes nacionales de cada país comienzan a realizar un predespacho económico
nacional, a las 8:00 AM los agentes y el EOR comienzan a realizar un intercambio de
información sobre el estado de la red, los generadores y los contratos despachados 54 Ibid, p.4-9
55 Ibid, p.4.10
43
nacionales e internacionales, a las 13:00 horas cada país debe entregar el predespacho
definitivo al EOR el cual contendrá los intercambio programados nacionales e
internacionales de cada país, las ofertas tanto firmes como remanentes de inyección y retiro
de oportunidad y las ofertas de servicios complementarios, a las 14:30 el EOR les pone a
disposición de todos los países el predespacho económico regional el cual contendrá los
intercambios regionales ajustados, las transacciones de oportunidad programadas y las
transacciones regionales de servicios complementarios, a su vez los países tienen hasta las
16:00 horas para confirmar u objetar el predespacho económico regional, una vez el EOR
confirme las objeciones o la conformidad del despacho económico, este pondrá en
conocimiento de todos los agentes el predespacho económico regional definitivo a las
17:00 horas el cual contara con todas las transacciones de oportunidad y el precio ex-ante
(precio marginal del despacho económico), para que los agentes le den cumplimiento a
partir de las 00:00 horas del día siguiente.
Figura 5. Predespacho del MER56
56 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op.Cit., p.11
Ofertas de Inyección
EOR
Ofertas de Retiro
Ofertas de Contratos País 2,…6
Ofertas de Inyección
Ofertas de Retiro
Ofertas de Contratos País 1
Predespacho horario
Transacciones de
Oportunidad
Precio Ex-ante
44
• Coordinación del Despacho Económico (Operación en tiempo real) La operación en
tiempo real requiere la coordinación y administración por parte del EOR y cada Operador
del Sistema y Administrador del Mercado de:57
− Desvíos en los intercambios programados
− Contingencias y restricciones no programadas
− Cumplimiento del aporte de los servicios auxiliares.
La operación en tiempo real se esquematiza en la Figura 6.. El despacho en tiempo real
comienza a las 00:00 horas y termina a las 23:59 horas del mismo día, se trabaja en un
horizonte de 24 horas, la operación en tiempo real comienza con el conocimiento de los
despachos económicos nacionales de cada país y el despacho económico regional, con esta
programación se supervisa el despacho de las unidades de generación y el control de los
intercambios entre países de energía, el EOR comienza la operación del sistema regional
atendiendo como los requerimiento de voltaje, frecuencia y los desvíos al despacho
económico programado, estos desvió pueden ser autorizados o no autorizados, estos a su
ves son de tres características, normales (desvíos que no originan cambios al despacho o
redespachos), significativos (Originan un redespacho en el MER, que actualiza las
transacciones de oportunidad programadas para el período redespachado) y graves (Desvíos
originados en colapsos parciales o totales), toda esta información de la operación en tiempo
real se plasma en un informe de operación que el EOR publica el día posterior a la
operación.
57 Ibid, p.12
45
OPERACIÓNEN TIEMPO
REAL
Administraciónde desvios deintercambiosprogramados
Base de datos depredespacho económico
REGIONAL
Base de datos depredespachoseconómicos
NACIONALES
PredespachoNacional
Administración decontingencias yrestricciones noprogramadas
Administración dedesvios deservicios
complementarios
Base de datos deoperación en TIEMPO
REAL
PredespachoRegional
Resultados de laOperación
Desvíos deServiciosAuxiliares
Ajustesnecesarios a los
ServiciosAuxiliares
Eventos deoperación de
efecto regional
Redespacho deOportunidad y
Contratos
Transacciones deOportunidad por
desvíos. Redespacho:Transacciones de
OportunidadProgramadas
Desvíos alDespacho
Programado
Figura 6. Operación en tiempo real58
• Coordinación del Posdespacho La Coordinación del posdespacho del MER tiene como
responsabilidad el Sistema de Liquidación y Transacciones en el MER.
59
La Figura 7. presenta el esquema de la Coordinación del Posdespacho del MER, este
Posdespacho comienza con la recolección y comparación de datos entre el despacho
económico regional y el despacho en tiempo real, este elabora un documento de carácter
regional el cual contiene todas las transacciones realizadas durante las 24 horas del día
anterior, como también un documento con todas las transacciones nacionales de cada país,
con estos dos informes se procede a elaborar la liquidación definitiva y a establecer el
estado de cuantas entre los diferentes agentes nacionales y los diferentes organismos
encargados de la operación del sistema y de la administración del mercado.
58 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA Op.Cit., p.4-11
59 Ibid, p.4-12
46
Elaboracióndocumento
TransaccionesREGIONALES
Base de datos depredespacho
económico REGIONAL
Base de datos depredespachoseconómicos
NACIONALES
PredespachoNacional
Aplicación deabonos y
cargos de lastransaccioneseconómicas
Base de datos deoperación en TIEMPO
REAL
PredespachoRegional
DespachoReal
Elaboracióndocumento
TransaccionesNACIONALES
AgentesNacionales y
OS&MEOR
DespachoReal
Documento deTransaccionesNacionales yRegionales
Estado decuentas
Documento deTransacciones
Regionales
Documento deTransaccionesNacionales yRegionales
Figura 7. Posdespacho del MER60
− Sistema de Medición Comercial Para efectuar la liquidación comercial de las
transacciones realizadas en el MER, se requiere contar con la medición de energía activa en
los nodos de la RTR. El Sistema de Medición Comercial (SIMEC) es el sistema de
medición destinado a tal fin y estará formado por un sistema de medición principal horario
de energía activa en los nodos de la RTR, un sistema de medición de respaldo y un sistema
de recolección remota de mediciones.
− Documento de Transacciones Económicas del MER (DTE-MER) A fin de cada mes
el EOR emitirá un Documento de Transacciones Económicas del MER (DTE-MER), que
será enviado a cada OS&M y a las empresas propietarias de la RTR. El DTE-MER
establecerá el saldo de cada agente por sus transacciones de energía y servicios en el MER.
Los agentes a través de su Operador del Sistema y Administrador del Mercado, tendrán un
plazo para presentar reclamos y observaciones a las transacciones informadas por el EOR.
En caso de discrepancia del agente con la resolución del EOR, podrá apelar ante la CRIE.
60 Ibid, p.4-13
47
− Sistema de cobranzas y pagos en el MER Dada la importancia que tiene el pago
oportuno de las obligaciones en el MER, es fundamental organizar este proceso, de modo
de automatizarlo y hacerlo funcionar en forma eficiente. En razón de ello se canalizan las
gestiones de cobranza y pagos por medio de una institución independiente y especializada.
2.5.2 Garantías y Penalidades La Regulación Regional deberá establecer las garantías
que los agentes regionales deberán aportar como respaldo de sus posibles saldos de deuda
en el MER. Estas garantías serán aplicadas al pago de sus saldos de deuda y a las
penalidades que se les pudiera aplicar.
Así mismo, la Regulación Regional desarrollará los procedimientos y montos a aplicar a los
participantes del MER por incumplimientos del Tratado, los Protocolos o la Regulación
Regional.61
2.5.3 La Transmisión Regional
• La Red de Transmisión Regional La Red de Transmisión Regional (RTR) es la red
mediante la cual se desarrollan las transacciones del Mercado Eléctrico Regional (MER).
La instalaciones no se limitan a aquellas que en un momento dado están involucradas en
una transacción del MER, por cuanto basta con que potencialmente puedan estarlo, hayan o
no sido construidas con este propósito. Por otra parte, las instalaciones de la RTR así
definidas, sirven en cada país a las necesidades de transmisión nacional del respectivo país,
aún cuando algunas de ellas hayan sido construidas con vista a participar en la transmisión
regional.62
61 Ibid, p.7-1
62 Ibid, p.7-1
48
• Premisas para el Desarrollo de la Regulación de la Transmisión Regional La
regulación de la transmisión regional busca cumplir las siguientes premisas:63
− Respetar la diversidad de regulaciones establecidas en los marcos nacionales: para
que esto se lleve a cabo sin ningún tropiezo, se creó la CRIE cuyo trabajo es procurar
que haya un acople entre las regulaciones nacionales y la regulación regional.
− Hacer un uso intenso y eficiente de las instalaciones de transmisión existentes y de
las que se agreguen en el futuro: Una de los pilares del Proyecto SIEPAC es el
aprovechamiento de parte de la red existente, lo que abocará a una reducción de
costos y a un mejor aprovechamiento de estas redes.
− Incorporar señales que contribuyan a la eficiencia económica de las transacciones en
el MER y a un uso eficiente de los recursos de generación y transmisión: estas
señales deben tener en cuenta los recursos de generación de cada país y su
estacionalidad.
− Construir dichas señales con base en reglas simples, cuyos resultados sean
predecibles, reproducibles y lo más estables posible.
− Permitir que las expansiones de la red de transmisión regional sean financiables y
rentables, en la medida que se desarrollen oportuna y eficientemente.
− No discriminar en el tratamiento tarifario al proyecto SIEPAC con respecto a las
instalaciones de la red de transmisión regional existentes o las que puedan desarrollar
agentes privados: en este punto es importante resaltar que la regulación debe ser muy
clara en este tratamiento y debe haber un igualdad entre las dos redes, para que la
inversión privada y estatal sea atractiva.
63 Ibid, p.7-2
49
• Las expansiones en la RTR Las expansiones de la RTR podrán provenir de:64
− Ampliaciones Planificadas El EOR deberá elaborar el plan indicativo evaluando las
expansiones con base en la eficiencia económica de las mismas. Como parte de esta labor
se identificarán las instalaciones de los sistemas de transmisión nacionales que forman
parte de la RTR.
El EOR remitirá el plan indicativo a la CRIE junto con el informe de planificación que lo
justifica. La CRIE analizará el Informe para verificar que cumple los criterios y
procedimientos que establece la regulación regional. De no existir incumplimientos en la
verificación, la CRIE analizará el impacto que la ampliación produce en las tarifas
nacionales y buscará el consenso con los organismos reguladores nacionales. Las
ampliaciones que resulten aprobadas constituirán las Ampliaciones Planificadas, podrán ser
ejecutadas por la EPL o por privados, preferiblemente a través de un proceso de licitación
de la construcción de la obra.
− Ampliaciones a Riesgo Las Ampliaciones a Riesgo son aquellas que se realizan por
iniciativa de uno o más agentes del MER y que no forman parte del Plan Indicativo del
SPTR.
Requieren la aprobación de la CRIE para verificar que no impacten negativamente la
calidad del sistema o el medio ambiente. La CRIE requerirá al EOR que evalúe el estudio
de impacto en la RTR. De cumplir la ampliación con los requisitos ambientales, conexión y
calidad, la CRIE autorizará la ampliación.
• El Sistema Tarifario de la RTR El Sistema de Precios Nodales genera automáticamente
un monto de dinero, surgido de los precios diferentes en cada nodo de la RTR, el cual se
asigna a la remuneración de la transmisión, constituyendo el denominado Ingreso Tarifario.
64 Ibid, p.7-4
50
Sin embargo, este Ingreso Tarifario resulta generalmente insuficiente para rentar
adecuadamente el costo medio de transmisión. Se requiere entonces complementar el
Ingreso Tarifario a través de peajes y/o cargos fijos.65
− Instalaciones que provengan de Ampliaciones Planificadas Se le reconocerán todos
los costos de capital, de operación y mantenimiento. En consecuencia, se podrá considerar
que cada usuario de la RTR estará pagando:
66
• Cargo Variable de Transmisión. Cargo que surge del Sistema de Precios Nodales,
que refleja el costo de las perdidas marginales (montos horarios en función de la
energía transmitida y la diferencia de precios en el Mercado de Oportunidad
Regional entre los extremos) y el costo de las congestiones (como en el cargo
complementario pero, cuando se llega a la saturación del vínculo, con lo cual los
precios en sus extremos representan los precios de dos mercados diferentes
desacoplados comercialmente por la saturación).
• Peaje. Cargo asociado al uso de las instalaciones, del tipo de los que combinan
ocupación de la capacidad y distancia (por ejemplo MW – km). Lo pagan todos
aquellos que utilizan instalaciones de la Red de Transmisión Regional (RTR), en la
proporción que ocupen dichas instalaciones.
• Cargo Complementario. El Cargo Complementario es la diferencia entre la
remuneración a reconocer y lo ya recaudado. Este cargo lo que busca es cubrir la
remuneración no obtenida por efecto de las desviaciones. En tales casos, con el
Ingreso Tarifario y con los pagos de los Peajes no se logra completar el 100 % de la
Remuneración Reconocida Anual (RRA) a los propietarios de la Red de
Transmisión Regional (RTR). El Cargo Complementario es en consecuencia la
65 Ibid, p.7-6
66 Ibid, p.7-7
51
diferencia entre la Remuneración Reconocida Anual (RRA) correspondiente y lo ya
recaudado (Ingreso Tarifario + Peaje).
Cuando se trata de instalaciones nacionales que forman parte de la RTR, la demanda del
país es responsable por el pago del Cargo Complementario. Cuando se trate de obras de
alcance regional, el cargo se podrá establecer en función de criterios que tengan en cuenta
características de los diferentes mercados, beneficios que genera para las transacciones
locales, etc.
− Instalaciones que provengan de Ampliaciones a Riesgo Para instalaciones de este tipo,
el propietario cobra exclusivamente en función del uso que se haga de la línea. Esto quiere
decir que no existe quien se haga cargo de pagar el Cargo Complementario. Los agentes
que realicen transacciones en el MER, pagarán los siguientes cargos por uso de este tipo de
instalaciones que formen parte de la RTR:
• Cargo Variable de Transmisión: Cargo que surge del Sistema de Precios Nodales,
que refleja el costo de las pérdidas marginales y la congestión, resultado de los
flujos por las líneas y de la diferencia de precios entre los extremos.
• Peaje por Uso: será la anualidad de la inversión más los costos de operación y
mantenimiento eficientes, afectados por un factor de proporcionalidad de uso.
− Instalaciones existentes antes de la puesta en marcha del MER La remuneración de
las instalaciones existentes serán las mismas que las que se aplican para Instalaciones que
provengan de Ampliaciones de Riesgo. La línea del Proyecto SIEPAC será considerada una
línea de Ampliación Planificada.
• Derechos de Congestión Dada la volatilidad potencial de los cargos variables de la
transmisión, resulta conveniente diseñar una herramienta que permita cubrir la volatilidad y
limitar el riesgo asociado. Para ello se propone establecer Derechos de Congestión. Los
titulares de Derechos de Congestión de una instalación, son los que perciben el Ingreso
Tarifario más los Peajes asociados a esta, en la proporción que les corresponda.
52
Los Derechos de Congestión están asociados a las ampliaciones en la RTR. Serán
otorgados de la siguiente manera:67
− En las Ampliaciones Planificadas, a aquellos que tomen obligaciones de pago en
proporción a su compromiso de pago respecto del costo fijo total de la ampliación.
− En las Ampliaciones a Riesgo, a sus propietarios, en proporción a su participación en
la propiedad de las instalaciones.
El cambio de titularidad de los Derechos de Congestión será libre en la medida que no lleve
a abuso de poder de mercado. La CRIE tendrá la responsabilidad de realizar el seguimiento
de la titularidad de los Derechos de Congestión y verificar que no afecten la libre
competencia en el MER. En caso de detectar abusos o distorsiones, podrá obligar a un
agente a la venta parcial o total de sus derechos.
De requerir un agente la compra de Derechos de Congestión para la realización de
contratos firmes, los titulares de derechos que no los hayan ocupado con contratos, no
podrán rehusar su venta. De no llegar las partes a un acuerdo la transferencia se realizará a
un precio regulado.
Se propondrá establecer en la Regulación Regional un procedimiento de oferta pública de
los Derechos de Congestión administrado por el EOR.
2.6 PAÍSES PARTICIPANTES DEL SIEPAC
2.6.1 Panamá
• Caracteristicas Generales La capacidad total de generación de energía eléctrica en
Panamá en el año 2001 llegó a los 1301.33 MW de los cuales el 84.88% (1104.53 MW) 67 Ibid, p.7-9
53
pertenecen al servicio público y el 15.12% (196.8 MW) a plantas de autogeneradores. De
los primeros, el 96% (1249.18 MW) corresponden a las plantas del Sistema Interconectado
Nacional (SIN) y el 4% (52.15 MW) a los sistemas aislados. La producción de energía en el
2001 fue de 5233.9 GWh68
GENERACION
46%
47%
6% 1% Hidraulica
Termica
ACP
ICE
. Ver figura 8.
Figura 8. Características de la generación en Panamá69
68 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Informe de la operación del sistema y del mercado mayorista de electricidad año 2002. Cuidad de Panamá. Abril de 2003. p.31
69 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. ( ETESA ). Panamá. http://www.etesa.com.pa
El Sistema de Transmisión Nacional de Panamá (SIN) está conformada por las líneas de
transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros elementos eléctricos. La
longitud de las líneas de 230 kV del sistema, a finales de 2001 era de 1091.5 km. La
extensión de las líneas de 115 kV es de 306.5 km. La capacidad de transformación del
sistema de transmisión es de 1480 MVA. En la figura 9 se muestra las líneas de transmisión
de 220 kV.
54
Figura 9. Características del Sistema Interconectado de Panamá a 220 kV70
− Los grandes clientes, que optan por comprar directamente en el Mercado Mayorista
.
Los Participantes Consumidores que representan el consumo de energía eléctrica, son:
− Los distribuidores, cumpliendo la actividad de comercialización de sus clientes
− Los autogeneradores ubicados en Panamá que resultan compradores
− Las empresas que comercializan el consumo de Costa Rica, que compran en el
Mercado Mayorista de Panamá, conectándose mediante interconexiones
internacionales.
En la figura 10 se muestra el comportamiento de la demanda por sectores.
Los Participantes Productores que representan la generación de energía eléctrica son:
− Los Generadores ubicados en Panamá
70 Ibid, http://www.etesa.com.pa
55
− Los autogeneradores y cogeneradores ubicados en Panamá que venden excedentes en
el mercado Spot
− Empresas que comercializan generación Costa Rica, que venden en el Mercado
Mayorista de Panamá a través de la interconexión a 230 kV.
DEMANDA
43%
31%
15%
11%Comercial
Residencial
Gobierno
Industrial
Figura 10. Características de la demanda en Panamá71
La demanda máxima durante el año 2002 fue de 987.6 MW
72
• Evolución Se creó en 1954 el Servicio Cooperativo Interamericano de Fomento
Económico (SCIFE), dependencia del Instituto de Fomento Económico, por acuerdo de
ayuda mutua entre los gobiernos de la República de Panamá y los Estados Unidos de
América. El SCIFE tenía el propósito de investigar y evaluar el potencial hidroeléctrico del
país, con el fin de elaborar recomendaciones para el desarrollo de los recursos hidráulicos y
estudiar los problemas de electrificación de las provincias centrales, las cuales eran
servidas por tres empresas de electricidad: la Panamá Eléctrica, la Compañía Eléctrica del
Interior S.A. y Santiago Eléctrica S.A. En 1961, se crea el Instituto de Recursos
.
71 Ibid, http://www.etesa.com.pa
72 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. ( ETESA ). Informe de la operación del sistema y del mercado mayorista de electricidad año 2002. Op.Cit., p.43
56
Hidráulicos y Electrificación (IRHE), con el fin de coordinar y expandir las instalaciones
de energía eléctrica, abarcaba además los servicios de gas y telecomunicaciones. El IRHE
se encargó de la operación y mantenimiento de las plantas e instalaciones eléctricas en las
provincias centrales y otras regiones del país, entre éstas la compañía Panamá Eléctrica
S.A. y la compañía Eléctrica del Interior S.A.
En 1972 se nacionaliza la compañía panameña de Fuerza y Luz, la cual atendía el servicio
eléctrico en las ciudades de Panamá y Colón. El año siguiente se incorpora al IRHE la
compañía Santiago Eléctrica y las empresas Eléctricas de Chiriquí.
En 1974 fueron separados del IRHE los servicios de teléfonos y comunicaciones. En los
siguientes años se dio una expansión de la capacidad de generación. Cuatro años más tarde
se da la integración del Sistema Eléctrico Nacional. En 1985 se concluyen las obras de
interconexión eléctrica entre Panamá y Costa Rica. El IRHE suscribe el Acuerdo de
Intercambio de Energía Eléctrica con la República de Honduras73
• Reestructuración En 1997 se aprueba la Ley 6 del 3 de febrero por la cual se dicta el
Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad.
Se establece el régimen a que se sujetarán las actividades de generación, transmisión,
distribución y comercialización de energía eléctrica. Al año siguiente se constituye la
Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA).
.
Dada la privatización del antiguo IRHE, nació lo que se denomina el Mercado Mayorista
de Electricidad, el cual es el ámbito en el que los agentes productores (generadores) y
consumidores (distribuidores y grandes clientes) realizan transacciones comerciales de
compra y venta de energía y potencia.
En Panamá las funciones normativas y regulatorias fueron separadas, las primeras son
ejecutadas por comisiones independientes creadas por las leyes eléctricas y están a cargo de 73 ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Panamá. http://www.enteregulador.gob.pa/ electric/legislacion .asp
57
objetivos, políticas y estrategias para todo el sector energético, además tienen entre sus
funciones participar en la planeación indicativa del sector eléctrico. La función regulatoria
es llevada a cabo por el Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), que tiene bajo su
responsabilidad la fiscalización de los servicios de telecomunicaciones, agua potable,
alcantarillados y radio y televisión.
Existe además un Grupo de Vigilancia del Mercado Mayorista que es un organismo asesor
del Ente Regulador de los Servicios Públicos en los aspectos relacionados con la evolución
del Mercado Mayorista en Panamá. El Grupo está conformado por tres expertos consultores
de gran experiencia en los temas de regulación del sector eléctrico74
• Operador La administración del Mercado Mayorista de Electricidad, lo realiza el Centro
Nacional de Despacho (CND) basado en el contenido de las Reglas Comerciales y las
Metodologías de Detalle, reflejando así las transacciones económicas realizadas por los
agentes del mercado ocasional. Igualmente el CND administra las transacciones
económicas, realizadas por los agentes del mercado, correspondiente a compensaciones de
potencia, servicios auxiliares, generación obligatoria, peajes de transmisión, etc.
.
75
El CND, forma parte de la ETESA. Otras de las funciones principales son planificar y
operar de forma eficiente y confiable el SIN, cumpliendo con los estándares establecidos en
las Normas de Calidad de Servicio y el Reglamento de Operación. Además el CND se
encarga de planificar y realizar el despacho de generación, el cual se realiza de forma
económica mediante la aplicación de los costos variables de las unidades térmicas y el
costo de oportunidad de las unidades hidráulicas (valor del agua), las ofertas de
importación de energía y las ofertas de energía de Autogeneradores y Cogeneradores.
74 ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Panamá. http://www.enteregulador.gob.pa
75 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Panamá. http://www.etesa.com.pa/ info_pages/ mercado.html
58
La reglamentación del mercado mayorista instauró el Comité Operativo con representación
de los agentes y entre sus funciones está elaborar propuestas de modificación del
reglamento de operación y la resolución en primera instancia de los conflictos que surjan de
la aplicación de la operación del sistema. La estructura organizacional del CND es la mostrada
en la Figura 11.
ETESA
Gerencia General
Control
Desarrollo
MercadoEléctrico
Operaciones
Centro Nacional de Despacho
SoporteTécnico
Figura 11. Estructura Organizacional del CND en Panamá76
− Operaciones: Esta Unidad Administrativa es el encargado de la planificación y
operación del SIN, dentro de los parámetros de calidad establecidos. Realiza el
despacho económico de generación, supervisa la seguridad operativa del SIN y se
encarga de coordinar las consignaciones de los diferentes agentes del mercado.
El CND consta de tres Unidades Administrativas que son:
− Soporte Técnico: Esta Unidad Administrativa es la encargada de los programas de
mantenimiento de los equipos de computo y electrónicos del CND. Planifica nuevos
desarrollos de programas para uso del CND y es el encargado del Sistema de Control
y Adquisición de Datos (SCADA).
76 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Op.Cit., http://www.etesa.com.pa
59
− Mercado Eléctrico: Esta Unidad Administrativa es la encargada de las transacciones
económicas entre los diferentes agentes del mercado, incluyendo el mercado de
contratos, el mercado ocasional y cualquier otro contrato que realicen los diferentes
agentes del mercado. Establece los compromisos deudor - acreedor entre los agentes,
con relación a servicios auxiliares, generación obligatoria, compensaciones de
potencia, peajes de transmisión, etc77
2.6.2 Costa Rica
.
• Características Generales La energía eléctrica producida en Costa Rica proviene
básicamente de la energía hidráulica, en virtud del gran potencial hídrico natural existente.
El sistema de generación alcanzó en el año 2000 una potencia instalada de 1706 MW y la
demanda máxima fue de 1121 MW en diciembre de 2000. Ver figura 12.
La mayor producción está a cargo del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE); los
generadores privados y algunas de las empresas distribuidoras como son: Junta
Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC), Empresa de Servicios Públicos
de Heredia S.A. (ESPH), Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL) y la
Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos (COOPELESCA) generan, pero en muy
baja escala. La generación privada es autorizada por la Ley 7200 de 1990 que permite la
explotación del potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes no convencionales de
energía, siempre y cuando esa energía sea vendida al ICE.78
77 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). http://www.etesa.com.pa/info_pages/ mercado.html
78 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Informe de labores 2002. San José. Costa Rica. Marzo de 2003. p.18
60
GENERACION
72%
8%
17%3%
HidraulicaGeotermicaTermicaEolica
Figura 12. Características de la generación en Costa Rica79
DEMANDA
32%
41%
11%
16% Comercial
Residencial
Gobierno
Industrial
Del total de este parque generador, el ICE aporta el 81.1% y es la empresa designada por la
legislación como el principal encargado de la generación nacional; otras empresas aportan
el 6,9% (JASEC, CNFL, ESPH, COOPELESCA) y el restante 12%, proviene de los
generadores de inversión privada. En la figura 13 se muestra el comportamiento de la
demanda por sectores.
Figura 13. Características de la demanda en Costa Rica80
79 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD ( ICE ). Costa Rica. http://www.ice.go.cr/
61
En cuanto a la transmisión hay un monopolio del ICE en dos niveles de voltaje a 230 kV
(951 km) y a 138 kV (737.5 km). En lo relativo a la distribución se alimenta a 34,5 kV y
13,8 kV, donde interactúan un total de ocho empresas eléctricas: ICE, CNFL, JASEC,
ESPH, COOPELESCA, Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste
(COOPEGUANACASTE), Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos
(COOPESANTOS) y Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz
(COOPEALFARORUIZ). El ICE esta integrado verticalmente. Las ocho empresas
distribuidoras de electricidad poseen una concesión dentro de un área geográfica específica,
excepto el ICE que según su interpretación del decreto de ley No. 449, tiene la potestad de
distribuir electricidad en todo el país81.
En la figura 14 se muestra las características del sistema interconectado de Costa
Rica a 220 kV.
80 Ibid, http://www.ice.go.cr/
81 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Informe de labores 2002. Op.Cit., p.27
62
Figura 14. Características del Sistema Interconectado de Costa Rica a 220 kV.
• Evolución En agosto de 1884, se encendieron luminarias en las principales vías públicas
de San José, ciudad capital. En esa fecha memorable se puso en operación la primera planta
hidroeléctrica del país, situada en barrio Aranjuez. De esta forma, San José se constituyó en
la tercera ciudad del mundo y la primera en Latinoamérica en ser iluminada gracias a la
energía eléctrica, después de Nueva York y París.
A partir de entonces surgieron varias empresas pequeñas y grandes dedicadas a la
producción y distribución de energía y poco después llegaron al país las transnacionales.
En ese marco se creó la CNFL en 1941, empresa generadora y distribuidora de electricidad
que hoy se mantiene vigente.
La electrificación en Costa Rica tenía una calidad del servicio deficiente y poco a poco se
constituyó un monopolio. No había controles para el suministro de este servicio, lo que
generaba costos altos que impedían que la gran mayoría de personas disfrutaran de él. La
preocupación por el monopolio de empresas extranjeras en los servicios eléctricos, lleva a
nacionalizar los servicios eléctricos del país en 1968, cuando el ICE, le compró a la Electric
Bond and Share Co. el 98,6% de las acciones y dejó el resto en manos de empresarios
costarricenses que todavía las conservan82
• Reestructuración En 1990 se presentó ante la Asamblea Legislativa un proyecto de ley
que pretendía transformar el Servicio Nacional de Electricidad en un Organismo Regulador
moderno y con mayores potestades, para asegurar la cobertura de los servicios públicos a la
mayor cantidad de ciudadanos posibles. Este proyecto fue aprobado en 1996 como la Ley
No.7593 que creó la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y entró a
regir a partir del 6 Octubre de 1996.
.
82 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Costa Rica. http://www.aresep.go.cr
63
Entre las nuevas obligaciones que se le asignaron a la ARESEP estuvo la regulación de las
tarifas y servicio del transporte público en las modalidades de taxis y autobuses. También
los servicios marítimos y aéreos en puertos nacionales y la carga en ferrocarril.83
ICE100%
ICE CooperativasCNFLJASEC, ESPH
CNFL HIDRO Geoter-mico
TérmicoEmpresasMunicipales Imp/ExpGen
Privada
Distribución
Transmisión
Generación ICE
Perdidas 10%
2%2%
5%4%
58%65%
07%12%
17%02%
12%16%
CapacidadGeneración
Ventas7%38%44%11%
Electrificación 96%
ICE100%
ICE CooperativasCNFLJASEC, ESPH
CNFL HIDRO Geoter-mico
TérmicoEmpresasMunicipales Imp/ExpGen
Privada
Distribución
Transmisión
Generación ICE
Perdidas 10%
2%2%
5%4%
58%65%
07%12%
17%02%
12%16%
CapacidadGeneración
Ventas7%38%44%11%
Electrificación 96%
La estructura del mercado se puede observar en la figura 15, el sistema implementado en
Costa Rica no incluye la formación de un mercado mayorista competitivo, se inclina por
permitir la generación privada y un comprador único.
Figura 15. Estructura del mercado en Costa Rica84
• Operador El Centro de Control de Energía efectúa la asignación física de la oferta de
energía eléctrica (energía suministrada por la generación ICE, la generación privada, las
cooperativas y demás empresas eléctricas, así como la importación y exportación) a la
demanda nacional y regional, definiendo las transacciones técnico - económicas óptimas de
los actores del mercado (despacho económico con criterio nacional) e incorporando las
83 Ibid, http://www.aresep.go.cr
84 Ibid, http://www.aresep.go.cr
64
limitaciones físicas del sistema de transmisión (optimización de los flujos de electricidad y
operación de la red nacional).85
En la figura 16 se detalla la estructura del sector eléctrico de Costa Rica.
COOPEGUANACASTE
PODER EJECUTIVO
CONSEJO DE GOBIERNO
EmpresasMunicipales
JASEC
ESPH
Cooperativas deElectrificación rural
COOPESANTOS
COOPEALFARO
CNFL GeneradoresPrivados
MINAEMinisterio Rector
ARESEPAgencia Reguladora
COOPELESCA
ICE
Figura 16. Estructura del sector eléctrico de Costa Rica86
2.6.3 Nicaragua
• Características Generales La capacidad de generación con que cuenta el sistema
eléctrico es de 633.2 MW (año 2001), de ésta el 54% es de carácter pública y el 46%
restante privada. En cuanto a la producción fue de 2286.1 GWh compuesta el 81.4%
térmico, el 8% hidráulico, el 8,3% geotérmico y el 2,3% Autoproductores. Ver figura 17.
85 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD ( ICE ). Op.Cit., http://www.ice.go.cr/
65
El consumo local fue de 2303.4 GWh y presentó una demanda máxima de 411.6 MW en el
año 2002.87
GENERACION
82%
2%8% 8%
Termica
Autoproductores
Hidroelectrica
Geotermica
Ver figura 18 consumo por sectores.
Figura 17. Características de la generación de Nicaragua88
DEMANDA
57%
1%8%
12%
21% 1%Residencial
Agropecuario
Comercial
Industrial
Transporte
Otros
86 Ibid, http://www.ice.go.cr/
87 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (CNE). Balance energético nacional 2001. Informe. Managua. Abril de 2002. p.24
88 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Nicaragua. http://www.cndc.org.ni
66
Figura 18. Características de la demanda en Nicaragua89
En la figura 19 se muestra las características de sistema de transmisión de Nicaragua 220 kV
Figura 19. Características de Sistema de transmisión de Nicaragua 220 kV90
• Evolución El Instituto Nicaragüense de Energía (INE) fue creado por Decreto legislativo
del 23 de Julio de 1979. Es un Ente Autónomo, con personeria jurídica, duración
indefinida, patrimonio propio y plena capacidad para adquirir derechos y contraer
obligaciones.
.
A partir de los años 90 se comienzan a concretar los pasos hacia la estructuración del
sector energía. En 1992 se reformó la Ley Orgánica del INE, lo que permitió negociar
89 Ibid, http://www.cndc.org.ni
90 Ibid, http://www.cndc.org.ni
67
contratos o concesiones con inversionistas privados, con el propósito de expandir la
infraestructura eléctrica. En el año 1993, el Gobierno de Nicaragua inició un proceso
de reformas del Sector Energía, creando a finales de 1994 la Empresa Nicaragüense
de Electricidad (ENEL).
ENEL, tiene como objetivo generar, transmitir, distribuir y comercializar la energía
eléctrica. De esta manera se separan del INE las funciones empresariales quedando
éste a cargo de las funciones de planificación, formulación de políticas, normativa y
regulación de las actividades que realizan las empresas en el sector energía.
El INE, ente regulador y fiscalizador del sector energía, tiene como objetivo principal
para el sector eléctrico, el promover la competencia, a fin de propiciar a mediano
plazo, costos menores y mejor calidad del servicio al consumidor, asegurando la
suficiencia financiera a los agentes del mercado91
• Reestructuración Se creó en 1998 la unidad de reestructuración de la ENEL, es la
encargada de llevar a cabo el proceso de reestructuración, segmentación y venta de la
actual ENEL.
.
A partir de los estudios, se recomendó segmentar la ENEL en 7 Empresas: dos
distribuidoras, Distribuidora del Norte S.A. (DISNORTE) y Distribuidora del Sur S.A.
(DISSUR); un transportador, la Empresa Nacional de Transmisión S.A. (ENTRASA) y
cuatro generadoras, (GEOENEL, HIDROENEL, NICAGEN, METROGEN).92
La segunda fase de proceso corresponde a la implementación de estos estudios y la
tercera parte al mercadeo, venta y adjudicación de las empresas resultantes a los
inversionistas privados cuya responsabilidad está a cargo del Consorcio Banco de
Inversiones.
91 INSTITUTO NICARAGÜENSE DE ENERGÍA. Nicaragua. http://www.ine.gob.ni/
68
A mediados del 2002 el programa de privatizaciones se había cumplido con la excepción de
HIDROGESA.93
• Operador Con la aprobación e implementación de la Ley de la Industria Eléctrica en
1998 se crea el Mercado Eléctrico de Nicaragua (MEN), con lo que el Centro Nacional de
Despacho de Carga (CNDC) adquiere la responsabilidad de su control y administración,
manteniendo a su vez los antiguos deberes directamente relacionados con al Planificación
Operativa, Supervisión y control del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN). El
operador es una unidad especializada de la empresa de transmisión, la cual lleva
separación contable. Funciona un Consejo de Operación, que es un órgano técnico que
fiscaliza la operación del sistema y del mercado, donde cada grupo de agentes tiene dos
representantes.
Entre las funciones asignadas al operador, esta la de programar y realizar la operación
integrada del sistema en forma económica dando prioridad al mantenimiento de los
parámetros de calidad y confiabilidad vigentes, así como administrar el mercado en
tiempo y forma, en concordancia con los procedimientos y criterios definidos en la
Normativa de Operación aprobada por el INE. También tiene la función de planear
periódicamente la cobertura de la demanda, para optimizar los recursos.94
El operador como dependiente de ENTRASA, tiene unas funciones que se limitan a la
supervisión de las tareas fundamentales de la operación y la supervisión del mercado,
92 EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN S.A. (ENTRESA). Nicaragua. http://www.entresa.com.ni/
93 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC) de Nicaragua. Op.Cit., http://www.cne. gob.ni/
94 Ibid, http://www.cndc.org.ni/
69
en donde los reguladores desempeñan un papel más decisivo en el mercado y la
transmisión.95
Desarrollo eImplementación
de Sistemas
Gerencia GeneralENTRESA
Dpto. deOperaciones
Modelos
ProgramaciónEstacional
ProgramaciónSemanal y
Predespacho
Centro deControl
Dpto. deInformática
Mantenimiento deHardware
Dpto. PlaneaciónOperativa
Dpto.Comercial
Relación conAgentes
Administraciónde contratos
AdministraciónNormas y Controlde Calidad División CNDC
SeguridadOperativa
MercadoRegional
Sist. MedicionesComerciales
TransaccionesEconómicas
Desarrollo eImplementación
de Sistemas
Gerencia GeneralENTRESA
Dpto. deOperaciones
Modelos
ProgramaciónEstacional
ProgramaciónSemanal y
Predespacho
Centro deControl
Dpto. deInformática
Mantenimiento deHardware
Dpto. PlaneaciónOperativa
Dpto.Comercial
Relación conAgentes
Administraciónde contratos
AdministraciónNormas y Controlde Calidad División CNDC
SeguridadOperativa
MercadoRegional
Sist. MedicionesComerciales
TransaccionesEconómicas
En la figura 20 se muestra la estructura del operador del mercado eléctrico en Nicaragua.
Las reglas de operación fueron definidas en la normativa de operación. El mercado
tiene poco tiempo de operación por lo que el CNDC se encuentra en una fase de
implementación de las tareas encomendadas en la normativa.
Figura 20. Estructura del operador del mercado eléctrico en Nicaragua96
95 EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ENTRESA). Op.Cit., http://www. entresa.com.ni/
96 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Op.Cit., http://www.cne. gob.ni/
70
2.6.4 Honduras
• Características Generales Respecto al sector eléctrico, la generación tiene participación
privada por medio de contratos PPA (Power Purchasing Agreement) firmados con la
Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la única empresa participante del mercado
eléctrico, con la generación hidroeléctrica, alguna generación térmica, transmisión,
distribución y comercialización.
La capacidad de generación con que cuenta actualmente el Sistema Interconectado
Nacional (SIN), es de 1028 MW. ENEE participa con el 59% y los generadores privados;
Electroconductores de Honduras S.A. (ELCOSA), Empresa Mantenimiento Concepción y
Electricidad (EMCE) y Luz y Fuerza de San Lorenzo S.A. (LUFUSSA) con el 41%
restante. La demanda máxima en punta fue de 798MW en el 2002.97
GENERACION
51%
8%
41% Hidraulica
Termica
Termica Privada
Ver figura 21.
Figura 21. Características de la generación de Honduras98
97 Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).
http://www.enee.hn/quienes.htm
98 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm
71
La red de transmisión y distribución es operada en su totalidad por ENEE. El índice de
cobertura eléctrica en septiembre de 2002 fue de 62,03%.
En la figura 22 se muestra las características del sistema interconectado de
Honduras a 220 kV.
Figura 22. Características del Sistema Interconectado de Honduras a 220 kV.99
• Evolución El 20 de febrero de 1957, el Gobierno de la República de Honduras crea la
ENEE como un organismo autónomo responsable de la producción, comercialización,
transmisión y distribución de energía eléctrica en Honduras.
Honduras ha avanzado más lentamente en sus procesos de reforma del sector eléctrico.
Aunque en 1994 se legisló una primera reforma, solo fue parcialmente implementada. Los
intentos para introducir una segunda reforma comenzaron en 1998 y se prolongaron por
tres años antes de interrumpirse a mediados del 2001.
99 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm
72
La Ley Marco de 1994 propuso la separación vertical del sector a través de la privatización
de la distribución, pero esto no fue implementado. La ENEE sigue teniendo el control de
toda la generación hidroeléctrica, transmisión, distribución y planificación indicativa,
además opera el Centro Nacional de Despacho. Hay contratos a empresas privadas y de
generación para la facturación y cobranza. La mayor parte de la generación térmica está
manejada por compañías privadas con contratos de la ENEE a través de PPA, contratos de
arrendamiento y convenios de cogeneración. La ENEE también tiene un monopolio legal
sobre el comercio externo de la electricidad.100
• Reestructuración Las principales motivaciones para la reforma de 1994 fueron las
ineficiencias y las restricciones de capacidad del sistema de propiedad del estado. Esta ley
buscaba fortalecer la situación financiera de la ENEE, promover la inversión privada a
través de la privatización de la distribución y los PPA en generación y aumentar la
eficiencia del sistema.
En la reforma iniciada en 1994 el asesor para llevar a cabo la privatización, la Corporación
Internacional de Financiamiento (IFC) recomendó hacer unos ajustes a la ley para no dar
preferencia a los fondos de pensiones, además de que se debía aclarar cómo operaría el
mercado de generación en el futuro. Por este motivo, propuso que antes de seguir adelante
con la privatización de la distribución, la ley marco de 1994 debería ser sustituida por un
modelo basado en un mercado mayorista competitivo.
Se plantea una reforma en 1998, la ley introduciría un mercado competitivo mayorista de
electricidad con agentes incluyendo generadores, distribuidores, compañías de transmisión,
comerciantes y grandes consumidores. En el proceso, el gobierno y la estructura del sector
estarían radicalmente reformados, con una aguda reducción en el papel del estado en la
producción de servicio y un aumento grande en la importancia de su función reguladora.
100 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm
73
La ENEE rompería la integración vertical. La distribución sería privatizada. Las unidades
generadoras de la ENEE serían separadas en distintas compañías de operación y la red de
transmisión sería asignada a una compañía separada. El desarrollo de la generación térmica
sería emprendido privadamente, concesionado por la Secretaria de Recursos Naturales
(SERNA). Esta propuesta aún esta en proceso y en debate.
Sin embargo, la capacidad reguladora en Honduras es débil. Los reguladores de los
servicios públicos no son ni independientes ni financieramente autónomos. Los recursos
humanos y otros para conducir la regulación en la electricidad y otros servicios públicos
son escasos. Esto es un argumento para creer que es probable que fracase un mercado
mayorista de energía basado en mercado spot, en el que la principal tarea reguladora sería
asegurar el mantenimiento de condiciones competitivas. Es probable que el regulador
termine teniendo que regular directamente los precios del mercado spot conduciendo a
conflictos e inseguridad. El gobierno en el sector de energía es débil, no tiene un lugar en el
ámbito ministerial, es solamente uno de los muchos aspectos manejados por la SERNA. De
hecho, la ENEE, la empresa de propiedad del estado a cargo de los activos de distribución,
transmisión y generación pública, continúa siendo el instrumento directo de política de la
rama Ejecutiva.
Hay un escepticismo público ampliamente difundido acerca de los beneficios de
privatización para los consumidores. Esto se explica en parte debido a que algunas
privatizaciones anteriores en otros sectores fueron rodeadas de sospechas de manejos
indebidos, además que no se espera que los intereses de los pobres sean tenidas en cuenta
por las compañías privadas.101
• Operador El operador del sistema es el Centro Nacional de Despacho de la ENEE. El
Centro Nacional de Despacho es el encargado de determinar la cantidad de energía a ser
generada por las plantas de generación y los intercambios de energía con El Salvador,
Nicaragua, Costa Rica y Panamá a través de las líneas de interconexión.
101 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm
74
La ENEE opera el despacho económico basado en los costos marginales de corto plazo
específicos de cada planta, negociados en cada contrato PPA y sus respectivas
indexaciones. Se permite a los propietarios de los contratos PPA bajar su precio de oferta a
menos del tope negociado, para mejorar su oportunidad de ser despachados.102
Gerencia
General
SubgerenciaNor-Occidente
SubgerenciaCentro-Sur
SubgerenciaLitoral Atlántico
Dirección Ejecutivapara Calidad Total
Dirección Planeacióny Desarrollo
SubgerenciaAdministrativa y Financiera
SubgerenciaTécnica
AuditoriaInterna
JUNTA DIRECTIVA
Gerencia
General
SubgerenciaNor-Occidente
SubgerenciaCentro-Sur
SubgerenciaLitoral Atlántico
Dirección Ejecutivapara Calidad Total
Dirección Planeacióny Desarrollo
SubgerenciaAdministrativa y Financiera
SubgerenciaTécnica
AuditoriaInterna
JUNTA DIRECTIVA
En la figura
23 se observa la estructura del operador ENEE.
Figura 23. Estructura del operador ENEE en Honduras103
102 Ibid,
http://www.enee.hn/quienes.htm
103 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm
75
2.6.5 El Salvador
• Características Generales Respecto al sector eléctrico, la generación tiene participación
privada. La capacidad de generación con que cuenta el sistema eléctrico es de 1136.2 MW.
La demanda en punta es de 748 MW y la producción fue de 3323.8 GWh en el 2002. Ver
figuras 24 y 25.
La Empresa Transmisora de El Salvador S.A. (ETESAL), es la responsable del
mantenimiento del sistema de transmisión nacional, incluyendo las líneas de interconexión
con Guatemala y Honduras. El sistema de transmisión está compuesto actualmente por 35
líneas de 115 kV, que tienen una longitud total de 1009.1 km y 21 subestaciones. Dos
líneas de 230 kV que interconectan el sistema de transmisión de El Salvador con el de
Guatemala y Honduras, cuya longitud en caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 km y
en el caso de Honduras es de 92.9 km. La capacidad de transformación instalada
actualmente es de 1310 MVA.
GENERACION
36%
14%
50%
Hidraulica
Geotermica
Termica
Figura 24. Características de la generación en el Salvador104
104 Unidad de Transacciones S.A. (UT). El Salvador. http://216.184.107.61/utweb/
76
DEMANDA
29%
43%
17%
11% Comercial
Residencial
Industrial
Otros
Figura 25. Características de la demanda en el Salvador105
En la figura 26 se muestra las características de sistema de transmisión del Salvador.
Figura 26. Características de Sistema de transmisión del Salvador106
105 UNIDAD DE TRANSACCIONES S.A. (UT). El Salvador. http://216.184.107.61/utweb/
77
En el Mercado Mayorista, la demanda de energía eléctrica para enero-junio de 2002 fue de
2043.1 GWh. Las transacciones en este mercado manifestaron la siguiente composición: el
Mercado de Contratos representó 80.4% y el Mercado Regulador del Sistema 19.6%.107
• Evolución El Gobierno, emitió el 3 de Octubre de 1945 el Decreto Ejecutivo para la
creación de la Comisión Ejecutiva del río Lempa (CEL). En sus primeros veinticinco años,
incorporó al patrimonio nacional las obras como: centrales hidroeléctricas, centrales
térmicas, sistemas de transmisión a 115 kV y 69 kV, sistema de subtransmisión y sistemas
de distribución rural. En el periodo de 1971 a 1978 las gestiones estuvieron encaminadas a
la instalación de una central generadora de reserva, a realizar trabajos de expansión del
sistema transmisor de energía a alto voltaje, a la expansión de líneas de electrificación rural
y al estudio para aprovechar la energía geotérmica (Ausoles de Ahuachapán).
Hubo un periodo difícil para la vida del país, que derivó en un conflicto armado a
consecuencia del cual los bienes de CEL empezaron a sufrir daños, principalmente las
líneas de transmisión. A pesar de esa situación continuaron estudios y trabajos relativos a
los proyectos e investigaciones geotérmicas en varios lugares del país. Se suscribieron
contratos para interconexión eléctrica entre El Salvador y Guatemala.
Desde su creación, CEL ha sido una entidad estatal de generación de energía eléctrica,
durante más de 50 años fue la única empresa encargada de todas las actividades del sector
eléctrico.108
La Ley General de Electricidad vigente a partir de 1996, dispuso la reestructuración del
sector eléctrico. Esta ley ordenó a CEL la separación de sus actividades principales, para
106 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
107 SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES (SIGET). Boletín de estadísticas eléctricas 2002. Informe. El Salvador. Mayo de 2003. p.19
108 COMISIÓN EJECUTIVA DEL RÍO LEMPA (CEL). El Salvador. http://www.cel.gob.sv
78
organizar empresas independientes y fomentar así, la mayor competencia posible en el
sector. De acuerdo con la Ley General de Electricidad, CEL se ha transformado en una
empresa de generación que compite en el mercado junto con otros generadores de energía.
En 1998 se reprivatizó la distribución de electricidad, se separaron las principales
actividades de CEL formándose las empresas de generación independiente Geotérmica
Salvadoreña (GESAL) y transmisión ETESAL en 1999, además se creó el operador del
mercado, la Unidad de Transacciones que opera el Mercado de Contratos y el Mercado
Regulador del Sistema. En 1999, Duke Energy compró las instalaciones de generación térmica.
La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) es la entidad
reguladora encargada de vigilar el cumplimiento de la Ley y de aprobar las tarifas eléctricas.109
La Unidad de Transacciones (UT), inició operaciones independientemente de CEL, el 1 de
enero de 1999 y tiene por objeto la operación del sistema de transmisión de energía eléctrica, el
mantenimiento de la seguridad del sistema y el aseguramiento de la calidad mínima de los
servicios y suministros, así como la administración y operación del mercado mayorista de
energía eléctrica.
Luego de un proceso de subasta pública no judicial, fue concluida con éxito, la venta de las
acciones de cada distribuidor a los socios mayoritarios. En el evento, tres grupos empresariales
extranjeros se adjudicaron las empresas. Posteriormente, se procedió a colocar los bloques de
acciones restantes en la Bolsa de Valores de El Salvador.
110
• Reestructuración El Mercado Mayorista de Electricidad (MME) de El Salvador tiene
como objetivo principal el posibilitar un ambiente eficiente y competitivo para el desarrollo
de las transacciones de energía a través del sistema de transmisión nacional.
109 SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES. El Salvador. http://www.siget.gob.sv
110 UNIDAD DE TRANSACCIONES S.A. (UT). Op.Cit., http://216.184.107.61/utweb/
79
El MME permite que participen directamente en las transacciones de energía a todos los
agentes o Participantes del Mercado (PM) que tengan una conexión directa con el sistema
de transmisión. Estos PM pueden ser generadores, distribuidores o usuarios finales.
También existe la disponibilidad para que otros agentes que no tienen conexión con la red
de transmisión puedan participar indirectamente en el mercado, bajo la figura de
comercializadores, de acuerdo con la normativa especial que al respecto desarrolla el ente
regulador, SIGET.
El MME tiene actualmente dos instancias para los intercambios de energía: el Mercado de
Contratos (MC) y el Mercado Regulador del Sistema (MRS). La declaración de
transacciones se hace con un día de anticipación y para las 24 horas del día siguiente. El
intervalo del mercado es de una hora.111
El MRS funciona con base en ofertas de incremento o decremento de las cantidades de
energía incluidas en el Despacho Programado. Las ofertas se presentan con base en precios
por unidad de energía. Los generadores que tienen excedentes de energía no comprometida
en contratos pueden presentar ofertas incrementales de la potencia disponible; los
compradores de energía que tienen demanda no cubierta en contratos pueden presentar
ofertas decrementales para adquirirla en el MRS. Asimismo, los generadores pueden
presentar ofertas decrementales para reducir su producción si existen fuentes más baratas
disponibles en el MRS; al mismo tiempo, compradores de energía en contratos pueden
El MC se basa en transacciones declaradas entre dos PM, negociadas libremente entre ellos
y en las cuales únicamente indican a la UT las cantidades de energía que intercambiarán en
cada hora y los nodos de inyección y retiro de energía. Estas transacciones son despachadas
de acuerdo a lo declarado, a menos que la UT determine que afectan las condiciones de
calidad y seguridad establecidas. Del conjunto de las transacciones aceptadas del MC se
prepara el Despacho Programado, con intercambios firmes de energía.
111 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
80
revender energía si los precios en el MRS son atractivos para hacerlo. El punto de
equilibrio entre la suma de la oferta y la suma de la demanda en el MRS fija el precio del
dicho mercado en cada hora, según el resultado de la operación real. El precio no es
afectado por requerimientos adicionales de cumplimiento de la calidad y seguridad del
sistema.
Existen mercados secundarios para la provisión de servicios auxiliares tales como reserva
rodante primaria, control automático de generación, potencia reactiva y arranque en cero
voltaje. El objeto de ellos es proveer un medio comercial y competitivo para que los PM
cumplan con los requerimientos obligatorios de calidad y seguridad establecidos. La UT
administra además las transacciones internacionales, las cuales actualmente solamente se
producen con Guatemala y Honduras. Las transacciones se coordinan con el homólogo de
la UT, el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala y a la fecha de hoy,
únicamente se realizan transacciones bajo contrato.112
112 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
En la figura 27 se observa la estructura del mercado eléctrico en el Salvador.
81
Figura 27. Estructura del mercado eléctrico en el Salvador113
• Operador La UT es el ente que administra el Mercado Mayorista de Electricidad
(MME), asegurando la calidad y seguridad de la operación del sistema de transmisión. La
UT cumple con las funciones de Operador del Mercado y de Operador Independiente del
Sistema.
La UT es una entidad privada cuyos accionistas son exclusivamente los operadores y
usuarios finales que participan directamente en el Mercado Mayorista. Los accionistas
están agrupados en: Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Finales. Para la
toma de decisiones en las Juntas de Accionistas, independientemente de la cantidad de
acciones, cada serie tiene derecho a 2 votos, excepto la serie de Transmisores que tienen
derecho a un solo voto.114
113 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
114 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
82
Gerencia
General
UnidadAdministrativa
Unidad Sistemasde Soporte
DivisiónControl Energía
División deMercado
JUNTA DIRECTIVA
Gerencia
General
UnidadAdministrativa
Unidad Sistemasde Soporte
DivisiónControl Energía
División deMercado
JUNTA DIRECTIVA
Figura 28. Estructura del operador UT en el Salvador115
La división de Mercado, tiene a su cargo las tareas relacionadas con la operación del Mercado
Mayorista, incluyendo el procesamiento de las declaraciones de transacciones y ofertas, la
elaboración del predespacho, la conciliación mensual de los intercambios en el Mercado y el
procedimiento de cobro y pago de las transacciones económicas, así como también el análisis
económico del desempeño del Mercado.
La UT es administrada por su Junta Directiva, la cual está integrada por directores nombrados
por las series de accionistas, dos por los generadores, uno por la Transmisión, dos por los
Distribuidores y dos por los Usuarios Finales. Cada director tiene su respectivo suplente, el
cual acude a las sesiones con voz pero sin voto. Adicionalmente, está sujeta a la vigilancia del
ente regulador del sector eléctrico, la SIGET.
Administrativamente, la UT está organizada bajo la Junta directiva por una Gerencia General
que dirige a dos áreas principales de acuerdo a la Figura 28.
116
115 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
116 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
83
La división de Control de Energía, desempeña la función de realizar la coordinación de la
operación en todo momento del sistema de transmisión y de generación del país y las
interconexión eléctricas con Guatemala y Honduras, utilizando los recursos disponibles
para cumplir el despacho de energía y potencia, así como coordina la provisión de los
servicios auxiliares o complementarios que garanticen la calidad y seguridad del sistema
eléctrico de potencia. También tienen a su cargo el desarrollo de los estudios para análisis
de las contingencias y la verificación de las reservas de energía y potencia a corto y
mediano plazo.
Existen dos unidades de apoyo que permiten el adecuado funcionamiento de la UT:117
• Unidad de Sistemas de Soporte, que brinda los servicios técnicos indispensables para
el funcionamiento de la UT, especialmente en el área de control en tiempo real del
sistema de potencia. Sus responsabilidades incluyen los recursos informáticos, el
Sistema de Administración de Energía en tiempo real, el Sistema de Medición
Comercial y los equipos de suministro de energía eléctrica y comunicaciones
para las instalaciones de la UT.
• Unidad Administrativa, que proporciona los servicios contables, financieros,
recursos humanos, compras, inventarios, etc., para el desempeño ágil de la
empresa.
2.6.6 Guatemala
• Características Generales La capacidad de generación instalada en el año 2002 fue de
1758.2 MW, con una generación neta de 5772 GWh, de los cuales el 64% corresponde a
117 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/
84
generación privada y el 36% a pública. En el mercado mayorista la energía vendida fue del
87% en contratos y 13% en el mercado.118
GENERACION
39%
3%2%25%
31%
Hidraulica
Geotermico
Gas
Vapor
Motoresreciprocantes
Ver figura 29.
Figura 29. Características de la generación en Guatemala119
118 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA. Informe estadístico mercado mayorista de electricidad de Guatemala 2002. Informe. Guatemala. Junio de 2003. p.23
En cuanto al consumo local en el año 2001, fue de 5.456 GWh y la demanda pico fue de
1074,6 MW. Ver figura 30.
119 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA (AMM) . Guatemala. http://www.amm.org.gt/
85
DEMANDA
22%
37%16%
17%
8% Comercial
Residencial
No regulados
Industrial
Otros
Figura 30. Características del consumo en Guatemala120
En la figura 31 se muestra las características del sistema interconectado de
Guatemala a 220 kV.
Figura 31. Características del Sistema Interconectado de Guatemala a 220 kV.121
120 Ibid,
http://www.amm.org.gt/
86
En el sector eléctrico, la generación, transmisión, distribución y comercialización
participan en un mercado centralizado, administrado por el Administrador del Mercado
Mayorista (AMM). Los agentes del mercado mayorista, están definidos en el artículo 5 del
Reglamento del AMM, y son: Generadores, Transportistas, Distribuidores y
Comercializadores. Además de los agentes, se define también a los Grandes Usuarios y se
deben cumplir los siguientes requisitos:122
PARTICIPANTES
Tabla 2. Requisitos para participar en el mercado en Guatemala
REQUISITO
Generación Generador mayor o igual a 10 MW
Distribuidores Mínimo número de usuarios 20000
Comercializadores Comprar o vender bloques de energía asociada a una
potencia firme de al menos 10 MW
Grandes Usuarios Demanda mínima o igual a 100 kW
El número de participantes en el Mercado Mayorista actualmente para cada actividad son:
en generación 22, transporte 1, distribución 16, empresas municipales 13,
comercializadores 5 y grandes usuarios 17.
• Evolución del sector eléctrico Entre 1870 - 1930, se construyeron las primeras plantas
generadoras y empresas de distribución totalmente privadas, en su mayoría operando bajo
concesiones para vender energía en áreas específicas. En 1945 se creo el Departamento de
Electrificación en la Dirección General de Obras Públicas del Ministerio de Fomento, que
construyó varias hidroeléctricas públicas. En 1959 se creo el Instituto Nacional de
Electrificación (INDE), a la cual se le trasladan plantas públicas y se le otorgo el 121 Ibid, http://www.amm.org.gt/
122 Ibid, http://www.amm.org.gt/
87
monopolio del sector eléctrico. El INDE adquiere algunas plantas municipales y privadas
para integrarlas al sistema.
En los años 60 con la Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EGAS), se creo el sistema
interconectado INDE – EGAS y se inicio la especialización en generación - distribución.
EEGSA deja de invertir en generación por acercarse el fin de la concesión, previsto para
1972. En los años 70, con la crisis petrolera mundial se inicio el deterioro de la posición
financiera de la EEGSA. El INDE regulo y participo compitiendo en el mercado, ejerciendo
monopolio de generación y distribución.
En la década de los 80, el Estado tuvo la generación, transmisión y distribución en manos
del INDE-EEGSA, además de tarifas subsidiadas. Al final del período 1980 - 1990,
disminuyeron las inversiones, no hay financiamientos, la mayoría de la deuda externa la
paga el Gobierno. Hay crisis de credibilidad técnica por fallas del sistema y en la parte
administrativa por problemas de corrupción. Se presentaron apagones.123
Entre 1993 - 1997 se mantuvo la política de crecimiento privado de la oferta de energía, se
adelanto la preparación del marco regulatorio en el sector y se confirmaron los ajustes en la
tarifa. El nuevo marco legal, con la entrada en vigencia de la Ley General de Electricidad
(1996), se desregulo y desmonopolizo el sector, además se creo la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica y se consolido la apertura a generación, distribución y comercialización,
lográndose el incremento de la participación privada.
124
En el periodo 1997 - 2001, se convirtió en política de Estado el ampliar la participación
privada en el sector energía y no realizar inversiones públicas, salvo por vía de la
financiación de subsidios para la inversión en electrificación rural. Se abrió la participación
privada a la comercialización y distribución. Se creo y entro en operación las nuevas
123 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (CNEE). Guatemala. http://www.cnee.gob.gt
124 INSTITUTO NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN (INDE). Guatemala. http://www.inde.gob.gt/inde.htm
88
instituciones sectoriales: el INDE se transformo en la Comisión Nacional de Energía
Eléctrica (CNEE) como ente regulador en mayo de 1997 y el Administrador del Mercado
Mayorista (AMM) en el año 1998. La CNEE tiene como ámbito exclusivo la industria
eléctrica, fue creada como un organismo técnico del Ministerio de Energía y Minas con
independencia funcional, pero no queda garantizada la libertad de gestión. A partir de mayo
1998, se inicio la aplicación de tarifas de energía eléctrica con estructura técnica, para los
usuarios regulados de las empresas distribuidoras.125
• Reestructuración del sector eléctrico La razón de esta reestructuración estuvo dada
debido a que la oferta de energía no satisface la mayor parte de la población (67% en 1999)
y que no hay una respuesta adecuada a los índices de crecimiento que se están dando en la
demanda (4% anual), además se cuento con distorsiones en la tarifa. Se liberalizo el sector
con el ánimo de aumentar la oferta de producción, transmisión y distribución de energía.
Dado que el Estado no contaba con recursos suficientes para afrontar el crecimiento y la
cobertura del sector eléctrico, se hizo necesaria la participación de inversionistas que
apoyen la creación de las empresas eléctricas.
126
La Ley General de Electricidad
127
El mercado empezó a mostrar resultados de eficiencia económica, el sector público salió
del negocio de la distribución de energía eléctrica y juega un papel subsidiario, las
inversiones han crecido hasta el punto de representar más del 50% del mercado de
(1996), estableció la separación jurídica de las
actividades de generación, transmisión y distribución. Sin embargo permitió a los
generadores ser dueños de líneas para conectarse al sistema interconectado y a los
distribuidores ser propietarios de generadores de hasta 5 MW.
125 Ibid, http://www.inde.gob.gt/inde.htm
126 Ibid, http://www.inde.gob.gt/inde.htm
127 GOBIERNO DE GUATEMALA. Ley General de Electricidad. Guatemala. http://www.cnee.gob.gt/ pdf/marco-legal/leyfinal.pdf
89
generación y más del 90% del mercado de distribución. Se creo la Tarifa Social el 2 de
enero de 2001, con la finalidad de favorecer al usuario regulado cuyo consumo no supere
los 300 kWh, considerando que este segmento es el más afectado por el incremento de
costos en la producción de energía eléctrica. El futuro se plantea como la consolidación y
desarrollo del mercado eléctrico.128
• Operador En 1996, por la Ley General de Electricidad se creo el Administrador del
Mercado Mayorista (AMM), como una entidad privada, sin fines de lucro, que comenzó las
operaciones en 1998. Su dirección está a cargo de una junta directiva integrada por dos
representantes de cada una de las cinco agrupaciones participantes del mercado
mayorista.
129
En la Figura 32. se aprecia el organigrama del operador.
MINISTERIO DE ENERGÍAY MINAS
Administrador del Mercado Mayorista
GeneradoresTransportadores
Grandes UsuariosDistribuidores
Comercializadores
COMISION NACIONALDE ENERGÍAELÉCTRICA
MINISTERIO DE ENERGÍAY MINAS
Administrador del Mercado Mayorista
GeneradoresTransportadores
Grandes UsuariosDistribuidores
Comercializadores
COMISION NACIONALDE ENERGÍAELÉCTRICA
128 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (CNEE). Op.Cit., http://www.cnee.gob.gt
129 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA (AMM) . Op.Cit., http://www.amm.org.gt/
90
Figura 32. Estructura del sector eléctrico de Guatemala130
− La coordinación de la operación de centrales generadoras, interconexiones
internacionales y líneas de transporte al mínimo costo para el conjunto de
operaciones del mercado mayorista, en un marco de libre contratación de energía
eléctrica entre agentes del mercado mayorista.
Las funciones principales del AMM son:
− Establecer precios de mercado de corto plazo para las transferencias de potencia y
energía entre generadores, comercializadores, distribuidores, importadores y
exportadores; específicamente cuando no correspondan a contratos libremente
pactados.
− Garantizar la seguridad y el abastecimiento de energía eléctrica en el país.
Además de las funciones anteriores, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) debe
realizar las actividades de programación de la operación, supervisión de la operación en
tiempo real y administración de las transacciones.131
130 Ibid, http://www.amm.org.gt/
131 Ibid, http://www.amm.org.gt/
3. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE LA
COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES
3.1 ANTECEDENTES
La existencia de líneas de enlace entre los sistemas eléctricos de varios países de la región
andina y de proyectos para la construcción de enlaces futuros ha puesto en evidencia la
necesidad de facilitar su uso e incentivar la realización de transacciones internacionales,
proceso que debe conducir al desarrollo de sistemas regionales interconectados y al
funcionamiento de un mercado integrado de energía. Actualmente, algunos países como
Colombia, Ecuador y Perú han expedido sus reglamentos para las importaciones y
exportaciones de energía eléctrica, mientras que otros como Venezuela están en el proceso
de definición de sus propios reglamentos. Sin embargo, estos procesos se han desarrollado
de manera independiente, atendiendo primordialmente las necesidades de los mercados
internos de cada país.
Por esta razón y por iniciativa de los Ministros de Energía y Minas de Colombia, Ecuador y
Perú, el 24 de agosto de 2001 se reunieron en Quito representantes de los organismos
reguladores de dichos países para analizar la normatividad existente en cada uno de ellos,
en relación con las interconexiones internacionales y la operación de los mercados
eléctricos. Posteriormente, el 10 de septiembre de 2001 en Lima, y con la presencia de un
representante de Venezuela, se realizó una nueva reunión para analizar las propuestas de
cada país sobre los temas identificados en la reunión de Quito. En esta reunión se decidió
preparar un documento de acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas
96
Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica, para ser presentado a
consideración de los Ministros de los respectivos países.132
El 21 de Septiembre de 2001
133 en Cartagena de Indias, Colombia, los representantes de los
organismos reguladores de Colombia, Ecuador y Perú, y de Venezuela como observador,
completaron el documento del acuerdo, y que fue suscrito por los Ministros de Energía y
Minas de Colombia, Ecuador y Perú. En éste está prevista la presentación de una propuesta
conjunta de armonización de marcos normativos, la cual se dio el 19 de Diciembre de 2002,
que estableció unos principios generales para la integración regional, dicho acuerdo
(Decisión CAN 536134) fue adoptado por Colombia, Ecuador y Perú de manera preliminar
y con el fin de iniciar los estudios tendientes a la integración, el primer paso para dicha
integración fue dado por Colombia y Ecuador, Colombia para tal fin emitió la resolución
CREG 004 de 2003135 TIE (Transacciones Internacionales de Energía) y Ecuador emitió la
resolución CONELEC 002 de 2003136
132 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Informe. Quito-Bogota-Lima. Noviembre de 2001. p.21
133 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo de Cartagena de Indias. Cartagena. Colombia. http://www.comunidadandina.org/documentos/docIA/IA25-9-01.htm
134 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Decisión CAN 536. Cartagena. Colombia http://www. comunidadandina.org/ normativa/dec/D536.htm
135 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Colombia. http://www.creg.gov.co
136 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad. Resolución CONELEC 002 de 2003. Ecuador. http://www.conelec.gov.ec
(Desarrollo de las Transacciones Internacionales de
Electricidad).
97
3.2 ACUERDO INTERMINISTERIAL DE CARTAGENA E
INTERCONEXIONES REGIONALES 137
El acuerdo aboga por la definición de reglas para la comercialización y operación de las
interconexiones internacionales, la operación coordinada de los sistemas nacionales y para
la realización de transacciones de energía eléctrica entre los países, bajo principios de libre
competencia, acceso no discriminatorio a las redes de transporte y reciprocidad en el
tratamiento. Las partes se comprometieron a promover el marco normativo aplicable a los
intercambios de energía eléctrica con base en los siguientes criterios:
• Condiciones competitivas del mercado de energía eléctrica, que reflejen costos
económicos eficientes y que eviten prácticas discriminatorias y abusos de posición
dominante.
• Libre contratación entre los agentes del mercado de energía eléctrica de los países,
respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos
regulatorios vigentes en cada país, sin establecer restricciones al cumplimiento de los
mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos internos.
• Permitir los intercambios de oportunidad entre mercados spot de los países.
• Consideración de las ofertas y demandas internacionales declaradas para la
programación y despacho de recursos de cada país.
• Promoción de la participación de la inversión privada en la infraestructura de transporte
para las interconexiones internacionales.
137 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica. Cartagena. Colombia. Septiembre 22 de 2001. http://www.comunidadandina.org /documentos/docIA/IA25-9-01.htm
98
En la actualidad existen interconexiones entre los sistemas eléctricos de Colombia y
Venezuela a través de las líneas Cuatricentenario - Cuestecitas (150 MW) a 230 kV, El
Corozo - San Mateo (85 MW) a 230 kV y Tibú - La Fría (36 MW) a 115 kV, Colombia y
Ecuador a través de la línea Ipiales - Tulcán (35 MW) a 138 kV, Pasto - Quito (250 MW) a
230 kV y en fase de ejecución la interconexión Ecuador - Perú a 220 kV (125/250 MW).
En la figura 33 se muestra el sistema de interconexión de los países de la Comunidad
Andina de Naciones.
20052005230 kV-1C100 MW
250 kV HVDC300 MW
20072007
230 kV-2C235 MW
19921992
230 kV-2CBack to Back
200 MW
20102010
20032003230 kV-2C250 MW
20052005230 kV-1C100 MW
20052005230 kV-1C100 MW
250 kV HVDC300 MW
20072007250 kV HVDC
300 MW
20072007
230 kV-2C235 MW
19921992230 kV-2C235 MW
19921992
230 kV-2CBack to Back
200 MW
20102010230 kV-2C
Back to Back200 MW
20102010
20032003230 kV-2C250 MW
20032003230 kV-2C250 MW
Figura 33. Sistema de interconexión de los países de la Comunidad Andina de Naciones
(CAN)138
138 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co
99
3.3 BENEFICIOS DE LA INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS
Entre los beneficios que pueden obtenerse de la interconexión de los sistemas eléctricos de
los países de la región se encuentran los siguientes:139
• Economías de escala al concebir los proyectos de generación y transmisión con
miras a un mercado regional y no sólo nacional.
• Economías de gestión, al considerar el conjunto regional de recursos y,
consecuentemente, reducir los requerimientos de potencia de reserva y hacer una
operación conjunta que resulta más eficiente, al tomar en cuenta la
complementariedad hidrológica y estacional de los recursos hidroeléctricos y la
complementariedad horaria de las demandas.
• Mayor eficiencia en las inversiones para la expansión de los sistemas de transmisión
nacionales, al tomar en cuenta la complementariedad con los sistemas de los países
vecinos.
• Mayores posibilidades de competencia, al aumentar el número de agentes que
pueden intervenir en los mercados, con sus consecuentes efectos reductores sobre
los precios y, en especial, mayor número de opciones de suministro para los grandes
consumidores, al aumentar el número de agentes comercializadores en el mercado.
• Mejor calidad del servicio, al disminuir en cantidad y magnitud las interrupciones
del suministro, al existir una mayor diversidad de unidades de producción y una red
de transmisión más amplia; y al haber un sistema eléctrico más estable y confiable.
• Mayores posibilidades de realizar proyectos de expansión de menor impacto
ambiental, al diversificarse las opciones de uso y ubicación de las centrales de
generación.
139 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Integración eléctrica suramericana. Bogotá. Colombia. Julio de 2000. p.93
100
3.4 ANALISIS REGULATORIO DE LOS PAISES QUE COMPONEN LA
COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES
El análisis general de los marcos regulatorios de cada país, permitió identificar trece temas
que abarcaban los aspectos normativos que podrían incidir en la posibilidad de realizar la
interconexión de los sistemas eléctricos y los intercambios internacionales de energía
eléctrica.140
3.4.1 Discriminación de Precios de Generación
− En Venezuela, si bien el Art. 8° de la Ley del Servicio Eléctrico141
A su vez, en el caso de Perú, si bien en la actualidad no se dispone de un Reglamento de
Importaciones y Exportaciones, los análisis dirigidos a su elaboración prevén un conjunto
de principios sobre los cuales se deberá basar el marco normativo para el tratamiento de los
intercambios internacionales; como parte de estos principios se ha considerado que el
(LSE) considera que
los intercambios internacionales no deben incrementar el precio de la energía en el mercado
nacional, el Parágrafo Único de ese mismo artículo, pareciera establecer que los
intercambios deben corresponder a la optimización global de recursos y con la
planificación operativa de los sistemas eléctricos nacionales, lo cual significaría considerar
la demanda internacional de exportación en la determinación del precio de mercado
nacional, lo que sería contrario a lo señalado en la primera parte del Art. 8°. Al respecto, en
la propuesta del Reglamento de Administración del Mercado Mayorista, en Venezuela, se
está previendo no realizar el tratamiento discriminatorio en la determinación de los precios
para abastecer el mercado nacional e internacional.
140 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.23
141 Gobierno de Venezuela. Ley del Servicio Eléctrico. Decreto Nº 319 de 17 de septiembre de 1999. http://www.mem.gov.ve
101
precio de la energía eléctrica debería ser único tanto para abastecer el mercado nacional
como el internacional.
A la luz de lo señalado, existen diferencias entre los marcos regulatorios de los países, en
relación con la consideración de la demanda internacional para la determinación del precio
de la generación de electricidad; de ahí que se requiera su armonización, a fin de facilitar
los intercambios en igualdad de condiciones y tender a disponer de un único mercado
regional en el largo plazo, de manera que se haga un uso eficiente de los recursos
regionales.
− El análisis: La discriminación de precios, es decir, el cobrar precios distintos a clientes
diferentes por el mismo bien y, en especial, el establecer un precio para el mercado local
inferior al precio para el mercado de exportación, constituye una barrera a la entrada de
nuevas inversiones para el abastecimiento del mercado nacional.
En el sector eléctrico, cuando el uso de los recursos de generación está sujeto a un
despacho económico centralizado, la discriminación de precios podría dar como resultado
que las nuevas inversiones tengan el incentivo para instalarse en los países vecinos. Si el
país que importa no dispone de las condiciones que faciliten la instalación de las nuevas
inversiones, se estaría impidiendo, o por lo menos restringiendo, el ingreso de las ofertas
más eficientes para abastecer el mercado futuro.
Por otro lado, la discriminación de precios, establecida con el fin de favorecer a los
consumidores del mercado nacional, estaría dando un estímulo a comportamientos
estratégicos de parte de los generadores, para ser remunerados con el precio internacional
para abastecer la demanda nacional, lo que tendría como efecto incrementar los precios
locales, anulando a la larga el objetivo buscado con el mecanismo de discriminación de
precios.
El establecimiento de precios diferenciados en los mercados de la región, conduciría a que
los beneficios de la integración de los mercados eléctricos entre los países de la región, se
102
reduzcan significativamente, poniendo en riesgo la factibilidad de la integración
regional.142
3.4.2 Tipos de Transacciones de Intercambio Internacional
− En Perú y Venezuela se han previsto además transacciones de oportunidad, que
involucran operaciones entre los mercados spot de diferentes países (transacciones spot
internacionales). No obstante, aún no se dispone en estos dos países de la normativa que
detalle esta transacción.
Se ha identificado también que en Perú y Venezuela, se exigen autorizaciones para la
importación y exportación de electricidad. Estas autorizaciones pueden constituir barreras
para los intercambios, al aumentar los costos y tiempos de transacción involucrados y al
abrir espacios para que puedan depender de decisiones discrecionales de los entes
competentes para otorgarlas en cada país.
En resumen, existen diferencias entre los marcos regulatorios de los países suscriptores del
Acuerdo, en cuanto la posibilidad de realizar transacciones spot internacionales, lo que
podrían impedir su realización.143
− El análisis: La realización de transacciones spot internacionales conduciría al
aprovechamiento eficiente de los recursos de generación de la región, al considerar las
complementariedades hidrológicas, estacionales y de las demandas entre los países,
tampoco se puede dejar de lado el mercado de contratos el cual es una parte muy
importante de las transacciones de energía. Dado el dinamismo con que se manifiestan tales
142 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.25
143 Ibid, p.26
103
posibilidades de complementariedad, no siempre previsibles en los contratos a término, las
transacciones spot internacionales constituyen un mecanismo para sacar provecho de
aquéllas. La posibilidad de realización de esas transacciones conduciría a que el uso físico
de los enlaces internacionales estuviese determinado por ellas, puesto que sería el
resultado del despacho económico coordinado.144
La realización de transacciones spot internacionales exige un despacho integrado de
recursos, lo que hace posible flujos de energía en ambos sentidos, de acuerdo con las
diferencias de precios spot de los países.
La reglamentación uniforme de las transacciones spot internacionales entre países exige
conciliar las diferencias existentes entre los países, en las reglas de despacho económico, de
formación de precios y de asignación de la capacidad de transporte de las interconexiones
internacionales.
Por otro lado, para que un agente pueda realizar operaciones de exportación e importación
de energía debe cumplir una serie de requisitos, principalmente en lo que tiene que ver con
el suministro de información, la constitución de garantías y las responsabilidades ante el
mercado, también es cierto que debería bastar el cumplimiento de estos requisitos para que
un agente esté habilitado para la realización de transacciones internacionales. El supeditar
una transacción internacional a la aprobación final de una agencia estatal puede introducir
elementos políticos o de discrecionalidad más allá de los requisitos anteriormente
mencionados. La existencia de instancias de autorización final constituye una barrera al
comercio internacional.
Se sugiere adoptar a un despacho integrado de todos los recursos y de liquidación uniforme
de las transacciones comerciales, pero esto sólo es viable una vez que se produzca la
integración de los mercados. La regulación en Perú y Venezuela prevé la posibilidad de
realizar transacciones spot con países vecinos, pero en ninguno de esos países se ha
144 Ibid, p.26
104
desarrollado la reglamentación para su realización. La regulación en los países suscriptores
del Acuerdo debe orientarse, por lo tanto, a permitir y facilitar transacciones de ambos tipos
(a término y spot) entre los diferentes países, para que se puedan obtener los beneficios
esperados del intercambio internacional de electricidad.
Se propone adoptar las reglas uniformes que permitan la implementación de las
transacciones spot internacionales, mediante la coordinación de los despachos entre los
diferentes operadores y el manejo de la asignación de la capacidad de las interconexiones
para este tipo de transacciones. 145
3.4.3 Remuneración de Potencia en las Transacciones Internacionales
− En Venezuela, la propuesta de reglamentación de la Administración del Mercado
Mayorista de Electricidad no considera a la importación para la remuneración del cargo por
capacidad.
En Perú no se ha reglamentado el tema. Este aspecto, tampoco está previsto de manera
específica en la propuesta de reglamentación Venezolana, aunque sí se establece que la
demanda debe pagar el cargo por capacidad.
La verificación de la disponibilidad de la importación, que fundamentaría el pago
correspondiente, se realiza de manera similar en Colombia y Venezuela; esto es, se
solicitan pruebas a los agentes importadores. En Ecuador, según la reglamentación
vigente146
145 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Integración eléctrica suramericana. Op.Cit., p.108
146 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Reglamento para importación y exportación de energía. Artículo 11. Regulación CONELEC 001 de 2000. Numeral 6. Cálculo de la Potencia Remunerable puesta a Disposición. Ecuador. 2000
, la verificación de la disponibilidad sería realizada mensualmente por el operador
del sistema en coordinación con el operador del país exportador. En Perú no está previsto
aún el mecanismo para el caso de las importaciones; sin embargo, en el mercado nacional
105
se utiliza un mecanismo de verificación de la disponibilidad similar al de Colombia y
Venezuela.147
− El análisis: El costo de la electricidad tiene una componente adicional al costo
puramente marginal de la energía. El cargo de capacidad representa esta componente y
toma en cuenta, entre otros, el pago de la reserva del sistema para darle fiabilidad o
seguridad, ya que la energía eléctrica no se puede almacenar a costos razonables. Así
mismo, el cargo por capacidad otorga un reconocimiento económico a los generadores por
tener disponibles sus máquinas cuando el sistema las requiera, especialmente para las
condiciones energéticas más críticas.
La importación bajo contratos a término, al ser modelada como un generador virtual en el
nodo frontera, es considerada para la remuneración del cargo por capacidad en Perú; no así
en Venezuela, donde la propuesta de reglamentación no prevé remuneración de capacidad
para la importación.
Existen diferencias entre las regulaciones de los países suscriptores del Acuerdo, en cuanto
al método de asignación del cargo por capacidad y al precio de remuneración de potencia;
esto sin embargo no es una barrera para que se produzcan las transacciones internacionales.
En tratamiento uniforme de este aspecto en la región conduciría a lograr el objetivo de
disponer de un mercado regional integrado.148
Al considerar los contratos a término como instrumentos financieros que no afectan el
despacho económico y en consecuencia no determinan el flujo físico por los enlaces
internacionales, éstos no deben ser considerados para la asignación y pago del cargo por
capacidad. Por otro lado, los flujos físicos por los enlaces internacionales, al ser producto
147 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.27
148 Ibid, p.27
106
del despacho económico, sí deben ser considerados en los mecanismos de remuneración del
cargo por capacidad.
Para los enlaces internaciones, la asignación y pago del cargo por capacidad debe hacerse
de acuerdo con los flujos físicos.
3.4.4 Agentes Participantes en las Transacciones Internacionales
− En cada uno de los países que conforma Comunidad Andina de Naciones existen
requisitos y limitaciones para que los agentes realicen transacciones internacionales de
electricidad. Tales requisitos incluyen, en algunos casos (Perú y Venezuela), actos
administrativos a cargo de entes políticos o técnicos con facultades discrecionales que
podrían dificultar esas transacciones. Por otro lado, no todos los agentes de los mercados de
electricidad están autorizados para realizar transacciones internacionales, por lo que las
posibilidades de competencia entre agentes estarían limitadas a los agentes autorizados,
aunque tales restricciones pudieran estar fundamentadas en principios de separación de
actividades y, de no existir, permitirían situaciones de integración vertical indeseables, pues
podrían conducir a la conformación de situaciones de dominio en el mercado regional.
− El análisis Los requisitos para actuar en el mercado de electricidad y para realizar
transacciones internacionales pueden constituirse en obstáculos para el desarrollo de esos
intercambios, si tales requisitos implican autorizaciones, licencias, permisos o concesiones
cuyo otorgamiento está sujeto a criterios políticos o a la discrecionalidad de un funcionario
administrativo149
149 Ibid, p.28
. En Colombia tales actos administrativos sólo exigen el cumplimiento de
requisitos de suministro de información y de constitución de garantías. En Ecuador y Perú
estos actos administrativos están sujetos a la aprobación de entes técnicos con posibilidades
de aplicar criterios discrecionales. En Venezuela, en cuanto a los intercambios
internacionales de electricidad, la reglamentación correspondiente está en elaboración, por
107
lo que hasta la fecha sólo existe la disposición de la Ley del Servicio Eléctrico150, que
sujeta tales intercambios a la aprobación del Ministerio de Energía y Minas, detallada por
la disposición del artículo 3151
Las atribuciones que en cada país se dan a los distintos agentes del mercado de electricidad,
establecen limitaciones a la facultad de cada uno de ellos para intervenir en transacciones
internacionales de electricidad. Así, en Colombia, sólo los generadores pueden importar y
sólo los comercializadores pueden exportar; en Ecuador pueden importar los
comercializadores, distribuidores y grandes consumidores; en Perú se ha planteado la
creación de la figura del comercializador como único autorizado, además de los
generadores, para realizar importaciones y exportaciones; en Venezuela, los distribuidores
podrían importar, pero sólo para satisfacer el mercado de clientes regulados, mientras que
los generadores y los comercializadores pueden hacerlo sin limitación y los consumidores
libres (grandes usuarios) hasta el límite de sus necesidades de suministro eléctrico, y
podrían exportar tanto los generadores como los comercializadores.
del Reglamento General de la Ley del Servicio Eléctrico,
que limita tal aprobación a los intercambios internacionales en tensiones no menores de
13,8 kV ó de potencias mayores de 5 MW.
Tales restricciones han sido establecidas en concordancia con principios de funcionamiento
de los mercados, como la separación de actividades, la promoción de la libre competencia o
la introducción de eficiencia en el mercado. Así, la posibilidad de importación por un
distribuidor, como es el caso en Ecuador y Venezuela, le confiere características de
generador que pudieran ser incompatibles con los principios de separación de actividades y
de no concentración horizontal, y configurar situaciones contrarias a la promoción de la
150 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley del Servicio Eléctrico. Venezuela. http://neutron.ing.ucv.ve/ potencia/lse.html
151 GOBIERNO DE VENEZUELA. Reglamento General de la Ley del Servicio Eléctrico. http://www. mem.gov.ve/vmenergia/marcolegal/leyes/ley2.asp
108
libre competencia, a las posibilidades de integración regional y al estímulo a los
intercambios internacionales.152
Los entes reguladores deberán vigilar que los intercambios internacionales no se
constituyan en factores de abuso de posición dominante en el mercado de electricidad. A
estos efectos, la capacidad de importación de un agente debe ser considerada como parte de
su capacidad de generación, a los fines de determinar su participación en la oferta total.
Igualmente, la capacidad de exportación de un agente no debe ser considerada para efectos
de determinar su participación en el mercado nacional de electricidad.
Algunas de las restricciones indicadas anteriormente obedecen a la naturaleza física de los
contratos a término. Sin embargo, si estos contratos son considerados únicamente como
instrumentos financieros, tales restricciones podrían ser eliminadas.
En los casos en que la actuación en el mercado de electricidad o la realización de
transacciones internacionales requiera de autorizaciones, licencias, permisos o concesiones
por la Administración Pública, éstos deben ser otorgados automáticamente, una vez que el
interesado haya hecho entrega de la información que le identifica y sobre la transacción
internacional que intenta realizar y constituidas las garantías del cumplimiento de sus
obligaciones en el mercado.
Para evitar la conformación de situaciones de dominio del mercado que puedan atentar
contra la libre competencia o contra la posibilidad de realización de transacciones
internacionales, o que puedan infringir restricciones de integración de actividades, los entes
reguladores deben intercambiar regularmente información sobre la propiedad y la
participación accionaria de los agentes de sus respectivos mercados.
153
152 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.29
153 Ibid, p.29
109
En Perú y Venezuela se deberá establecer un procedimiento de otorgamiento automático de
la autorización para la realización de intercambios internacionales, sujeto a que el
interesado haya hecho entrega de la información que le identifica y sobre la transacción
internacional que intenta realizar y constituido las garantías del cumplimiento de sus
obligaciones en el mercado.154
3.4.5 Tratamiento de Restricciones e Inflexibilidades
− En los cuatro países (Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú), las restricciones e
inflexibilidades operativas, desde el punto de vista conceptual, son similares; las
diferencias se producen en el tratamiento económico, a efectos de determinar
responsabilidades y asignar sobrecostos.
En el caso de Perú, las restricciones e inflexibilidades son consideradas en la determinación
del precio del mercado, mientras que en Ecuador, la sanción de precios en el mercado se
realiza sin considerar las restricciones e inflexibilidades, es decir se realiza un despacho
económico ideal. En Venezuela el tema de las restricciones e inflexibilidades aún no ha
sido definido.
En el caso de Colombia, la identificación del sobrecosto ocasionado por una restricción es
realizada por el operador del sistema, el mismo que, para el caso de una transacción
internacional, lo asigna a la importación o exportación prioritariamente155. En Ecuador, la
identificación está a cargo del operador del sistema y la asignación del sobrecosto se realiza
con el mismo esquema que se aplica a los agentes locales156
154 Ibid, p.30
155 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Resolución CREG 063 de 2000. Colombia. 2000
156 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Regulación No.CONELEC 002 de 2000. Restricciones e Inflexibilidades Operativas. Regulación No.CONELEC 002 de 2000. Restricciones e Inflexibilidades Operativas. Ecuador. 2000
. En Perú, el sobrecosto está
110
incluido en el precio nodal de la energía, por lo que es pagado por toda la demanda. En
Venezuela este tema aún no está definido.157
− El análisis Existen diferencias en el tratamiento de las restricciones e inflexibilidades en
cada país; sin embargo, esto no es una barrera para que se produzcan las transacciones
internacionales. Considerando como objetivo el disponer de un mercado regional integrado,
lo ideal sería tener un tratamiento único en la región.
La presencia de una restricción o inflexibilidad operativa implica un sobrecosto para el
sistema que debe ser cubierto por algún agente. En este sentido se debe tener el suficiente
cuidado para que el mercado reciba las señales adecuadas y pueda dirigir correctamente sus
inversiones, especialmente en la expansión del sistema de transmisión.
Una vez definidos los esquemas para la identificación de restricciones e inflexibilidades y
para la asignación del correspondiente sobrecosto, éstos deberían ser aplicados en iguales
condiciones para las transacciones internacionales.
Las restricciones e inflexibilidades operativas asociadas a las transacciones de importación
y exportación, deben ser tratadas en las mismas condiciones que para los agentes internos.
Colombia adecuó su regulación mediante la resolución CREG 004 de 2003 y CREG 014 de
2004 en materia de transacciones internacionales de energía, donde se determina el
procedimiento para efectuar compra y venta de energía diariamente entre los países
importadores y exportadores de energía.
Venezuela deberá estudiar como incluir en su normativa los mecanismos que permitan la
identificación y asignación transparente de sobrecostos, por las restricciones e
157 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.30
111
inflexibilidades operativas, mecanismos que deben ser comunes para los agentes locales y
para quienes se dediquen a realizar transacciones internacionales.158
3.4.6 Tratamiento de las Cantidades Exportables
− En Ecuador la energía disponible para exportación está limitada a una cantidad
denominada excedentes de energía159, mientras que para Venezuela este principio se aplica
a las transacciones de oportunidad160
En Perú, inicialmente se prevé que la definición de excedentes no deberá ser un requisito
para los intercambios internacionales.
En Ecuador y Perú se prevé la suspensión inmediata de los contratos de exportación en
caso de racionamiento. En Venezuela, de acuerdo con la propuesta de reglamentación de la
administración del mercado mayorista, una exportación con contrato a término debería ser
tratada en igualdad de condiciones que la demanda nacional.
. El monto de los excedentes depende de una decisión
administrativa del Operador del sistema, el cual debe determinar la cantidad excedente de
energía después de atender la demanda nacional. Los excedentes se definen como posibles
vertimientos de agua en los embalses y capacidad de plantas térmicas no despachadas.
El supeditar la exportación a la existencia de las cantidades de energía definidas como
excedentes constituye una barrera para la realización de intercambios y un tratamiento
discriminatorio de la demanda internacional respecto a la demanda nacional de cada país.
158 Ibid, p.31
159 En Ecuador los excedentes están definidos en el Artículo 15 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, suplemento del registro oficial N°43. jueves 10 de octubre de 1996, Ley de Régimen del Sector Eléctrico
160 En Venezuela los excedentes están definidos en la sección 14.3 de la propuesta de Reglamento de Administración del Mercado Mayorista, http://www.cadafe.gov.ve/ns/ley.asp
112
− El análisis Un principio general para fomentar el intercambio de energía es evitar el
tratamiento discriminatorio entre las demandas nacional e internacional de los países. La
limitación de las cantidades exportables a través de la exigencia de que sólo sean
excedentes, da un tratamiento preferencial a la demanda interna.
Entre los objetivos de los intercambios internacionales está el de incrementar la
confiabilidad mutua de los sistemas interconectados y que las señales económicas dirijan
los flujos de energía hacia donde se presenta escasez. El sujetar la exportación, a través de
contratos a término o transacciones spot, a la existencia de excedentes, distorsiona los
mecanismos de asignación eficiente de recursos en el ámbito regional.161
Es importante resaltar que las señales de precios de forma natural llevarán a que un país en
racionamiento no exporte sino que importe. En este caso es necesario garantizar que la
La definición de excedentes introduce elementos de subjetividad en la determinación de las
condiciones para la realización de las exportaciones. La aversión al riesgo de los
operadores y un tratamiento recíproco entre países produciría como efecto final, bajo esta
regla, la inexistencia de intercambios internacionales con excepción de algunas
transacciones de oportunidad muy ocasionales.
Por otro lado, los problemas de abastecimiento que puedan presentarse al interior de un
país pueden ser tratados a través de las reglas de racionamiento de energía, en cuyo caso
debería evitarse de todas maneras la discriminación entre la demanda nacional y la
internacional. Además, es poco probable que se den exportaciones en caso de
racionamiento debido a las relaciones de precio, que harían más atractivo importar que
exportar.
Dado el carácter financiero de los contratos a término, no es necesario establecer su
suspensión en caso de racionamiento.
161 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.61
113
asignación en las capacidades de transmisión en los enlaces internacionales y la definición
de los roles de los agentes acerca de cuales pueden realizar importaciones y cuáles
exportaciones, no se constituya en una barrera para la adaptación de los flujos de acuerdo
con las señales de precios. 162
3.4.7 Cargos Adicionales en las Transacciones
− El tratamiento de la importación como un generador en el nodo frontera y de la
exportación como una demanda adicional al mercado nacional permite que los cargos
asociados a la generación y transmisión, que deben ser asumidos por los agentes que
importan y exportan, sean los mismos que para el resto de los agentes en los mercados
internos o nacionales.
Si bien existen diferencias en la determinación de los diversos cargos que se aplican en
cada uno de los países de la región, se debe señalar que los mismos están orientados a
remunerar las inversiones y los gastos de operación y mantenimiento de la generación y
transmisión asociada. Por lo tanto, las transacciones en el nodo frontera deberán incluir
todos los cargos correspondientes a la demanda, en el caso de la exportación y a la
generación en el caso de la importación.163
− El Análisis El requisito fundamental para la realización de las transacciones
internacionales es la existencia de un diferencial de precios entre los nodos frontera de una
misma interconexión; en este sentido, se estima que no constituye una barrera importante la
forma como se determinan y se asignan los cargos en los diversos países, sino que importa
que los precios en los nodos frontera incluyan los costos totales asociados con la
generación y transmisión.
162 Ibid, p.31
163 Ibid, p.32
114
Sin embargo, bajo la presencia de varias interconexiones, la existencia de un precio
uninodal, en cualquiera de los países o en ambos, limita el uso óptimo de los enlaces de
transmisión.
A fin de orientar el desarrollo regulatorio en cada uno de los países hacia la creación y el
funcionamiento de un solo mercado regional, es aconsejable que el tratamiento a los cargos
sea muy similar en todos los mercados de la región.
Es importante explorar el uso del sistema de precios nodales, en lugar del sistema de precio
uninodal, con el fin de optimizar el uso de los recursos de transmisión de la región y evitar
los subsidios cruzados164
Todos los cargos deberían ser aplicados, en la medida de lo posible, directamente a la
demanda, de forma que los precios de las transacciones sean transparentes y se eviten las
posibles duplicidades y sobrecostos en los cargos de los consumidores.
por la transmisión.
165
3.4.8 Régimen Impositivo y Administrativo
− Venezuela, a diferencia del resto de los países, ha establecido, además de los requisitos
para actuar como agente en el mercado de electricidad, el de aprobación por el Ministerio
de Energía y Minas para cada transacción internacional.
Existen diferencias en los impuestos y aranceles que se aplican a la importación y
exportación en cada uno de los países de la región; así por ejemplo, en Perú, a diferencia de
los otros países, la importación de energía eléctrica está gravada por aranceles. Además,
164 Los subsidios cruzados implican cobrar tarifas por debajo de los costos a un grupo de usuarios (usualmente domésticos) y tarifas por encima del costo a otros (frecuentemente a usuarios industriales y al comercio). YEPES, Guillermo. Los subsidios cruzados en América Latina. Banco Interamericano de Desarrollo. Washington. Octubre de 2003.
165 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.32
115
tanto en Perú como en Venezuela las importaciones de energía eléctrica están afectas por el
Impuesto al Valor Agregado (IVA).
En Colombia existe un tributo adicional a la producción de energía para financiar proyectos
en zonas aisladas, el cual abarca a las importaciones de energía. El efecto es que este
tributo es traspasado a la demanda internacional cuando se realizan exportaciones.
En Ecuador, el sobrecosto causado por el despacho preferente de las energías renovables no
convencionales, sería cubierto también por la demanda internacional (exportación).166
− El análisis Los trámites requeridos en cada país para la realización de actos de comercio
y para actuar en el respectivo mercado de electricidad implican costos y tiempo a la hora de
querer efectuar una transacción internacional, lo que conduce a la utilización de
intermediarios locales o a la necesidad de constituir empresas domiciliadas en cada país,
con los consecuentes aumentos de los costos de transacción, o al desestímulo a las
iniciativas de intercambios internacionales de electricidad. En todo caso, de realizarse la
transacción, tales costos se verán reflejados en los precios de la energía transada.
Los acuerdos internacionales para creación de áreas de libre comercio, como el de la
Comunidad Andina, o para el establecimiento de reglas comunes para el comercio
internacional, como la Organización Mundial de Comercio, tienen como premisa la
eliminación de aranceles y otras barreras al libre flujo de bienes y servicios.167
La utilización de los mecanismos de remuneración de las actividades dirigidas a la
prestación del servicio eléctrico, como medios para el financiamiento de otras actividades
no directamente relacionadas, que responden a políticas internas de cada país, al afectar los
costos de las exportaciones de electricidad, constituyen una forma de trasladar impuestos
internos a consumidores de otros países. Tal es el caso del aporte que debe hacerse en
166 Ibid, p.32
167 Ibid, p.34
116
Colombia, de un peso por cada kilovatio-hora generado o importado, para el fondo de
apoyo financiero a las zonas no interconectadas; en Venezuela, el aporte que deben hacer
los generadores, del uno por ciento (1%) de su factura, para el Fondo de Subsidios; y en
Ecuador, los sobrecostos que implica el despacho obligatorio de la generación con fuentes
renovables no convencionales.168
El tratamiento impositivo de las importaciones y exportaciones debe ser homogéneo en
cada país suscriptor del acuerdo, ya que garantiza que todos los exportadores e
importadores de energía estarán en igualdad de condiciones arancelarias para competir,
además este es uno de los pilares de las integraciones económicas.
169
Igualmente, la aplicación, a los intercambios de electricidad, de las normas sobre
intercambio internacional de bienes y servicios, contenidas en los acuerdos de integración
mencionados, podría conducir a disminuir o evitar las barreras a la importación y
exportación de electricidad. En este sentido sería recomendable estudiar un tratamiento a la
energía eléctrica como un bien para efecto de los intercambios internacionales.
Con el objetivo de la interconexión de los sistemas eléctricos y la conformación de un
mercado regional integrado, sería conveniente simplificar los requisitos para que un agente
debidamente autorizado y registrado para actuar en un país pudiera hacerlo en cualquiera
de los demás países suscriptores del Acuerdo. En este sentido se debería estudiar como
aprovechar la normativa emanada de los Acuerdos de la Comunidad Andina y otros
acuerdos regionales o internacionales de integración comercial, para que una empresa
constituida en un país pueda actuar libremente en los otros de la región.
170
168 Ibid, p.35
169 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Principios de la unión aduanera. http://www. comunidadandina.org/union.asp
170 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.36
117
En caso de que existan subsidios directos a las exportaciones que sean aplicables a las de
electricidad, éstos deben ser eliminados, para evitar distorsiones de precios que atenten
contra la competitividad de los agentes de los demás países, este principio genera un
ambiente de libre competencia e incentiva la creación de empresas con tal fin.
3.4.9 Remuneración de los Enlaces Internacionales
− Los procesos de planificación interna de la expansión de la transmisión, en cada uno de
los países de la región, no toman en cuenta la información sobre los recursos, la oferta y la
demanda de los países vecinos. Además, existen diferencias entre los criterios que adoptan
los países para definir los procesos de construcción de los enlaces internacionales y los
mecanismos de remuneración.
La posibilidad de reclasificar los activos de transmisión como de conexión o de uso
común171 a lo largo del tiempo, introduce alta incertidumbre respecto a la remuneración de
los mismos.172
− El análisis La planificación de la expansión de un sistema eléctrico en un país, sin
considerar los recursos de los países vecinos, podría conducir a ineficiencias y al desarrollo
de enlaces de mayor costo.
En los enlaces internacionales se pueden producir congestiones que generan una renta
sobre el enlace internacional, originada por la diferencia de precios entre sus extremos, que
debe ser correctamente asignada.
171 Activos de uso común se refieren a las instalaciones pagadas por todos los consumidores finales. Activos de conexión son los de uso exclusivo de uno o varios agentes.
172 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.36
118
El utilizar criterios diferentes para definir los procesos de construcción podría llevar a
ocasiona ineficiencias que producen retardos, costos unitarios y parámetros de diseño
diferentes.
El restringir la construcción de un enlace internacional únicamente al transportador, como
es el caso de Colombia y Venezuela, tiene como soporte evitar la discriminación al acceso
al enlace que pudiera realizar un agente interesado en las transacciones internacionales;
mientras que permitir la construcción por cualquier agente se sustentaría en la clasificación
del enlace como activo de conexión. En cualquier caso el acceso debe ser abierto a todos
los agentes; en este sentido, el uso de la línea será determinado por el despacho económico
con independencia del sistema de remuneración.173
A fin de optimizar los recursos disponibles en la región, los procesos de planificación para
la construcción de los enlaces internacionales deberán tomar en cuenta la información de
los países vecinos. En este sentido deberá garantizarse el acceso libre y oportuno a dicha
información por los organismos planificadores y agentes privados.
En los sistemas de regulación vigentes en cada uno de los países, la operación de las
unidades de generación se decide por medio del despacho económico de las unidades. En
ninguno de los sistemas se permite la autoprogramación del despacho; es decir, no se
permiten los contratos físicos bilaterales. La consecuencia inmediata de esto es que no
existe relación directa entre los posibles arreglos contractuales y el despacho físico de las
unidades. Cualesquiera sean los contratos en vigor, ellos no alteran la operación física del
sistema.
174
Debe estudiarse la implementación de un proceso de coordinación dirigido a la
construcción de los enlaces internacionales. En el caso de que dichos enlaces sean
173 Ibid, p.35
174 Ibid, p.36
119
considerados como activos de uso común, se podría estudiar la posibilidad que la
coordinación se efectuara por los organismos encargados de la licitación para su
realización.
Las rentas que se deriven por la congestión175 del enlace internacional, debidas a
diferencias de precios en sus nodos terminales, podrían asignarse a los agentes titulares de
los derechos de transmisión, y evitar que el titular sea el transmisor.176
En aquellos países en los que un agente no transportador puede construir enlaces
internacionales, debe preverse, al momento en que ese activo pase a formar parte de la red
común, que se respeten los límites de integración vertical establecidos.
Los derechos financieros de transmisión sobre los enlaces construidos como activos de uso,
deben corresponder a la demanda, mientras que los derechos financieros de transmisión
sobre activos de conexión existentes, deberán ser asignados a los titulares de los contratos
de conexión, en caso de que existan tales contratos; en caso contrario se asignarán al
propietario del activo. El activo deberá estar sujeto al libre acceso.
Deberán subastarse los derechos financieros de transmisión de los enlaces internacionales
previstos en el plan de expansión y que se consideran como activos de uso común, a fin de
que los agentes participantes del mercado mayorista puedan utilizar las rentas de
congestión para cubrirse del riesgo de los contratos que pudieren firmar. Los ingresos por
la venta de los derechos de congestión deberán servir para disminuir la tarifa al usuario
final. Tales subastas otorgarán los derechos por un lapso que se determinará de acuerdo con
la capacidad de transmisión entre los nodos considerados.
177
175 Si un mercado posee una significativa ventaja de costos sobre otro, los sistemas de transmisión que conectan estos mercados, probablemente, estarán mas congestionados con los flujos de potencia provenientes del mercado de bajo costo a aquel de costo alto. TAPIAS AHUMADA, Karen de los Ángeles. Impacto de las restricciones de transmisión en un mercado de competitivo de electricidad, Universidad Católica de Chile. Santiago de Chile, 1998. p.45
176 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.37
120
3.4.10 Libre Acceso a los Enlaces Internacionales
− El libre acceso en interconexiones internacionales está concebido de diferente manera en
cada país. En Ecuador y Venezuela se establecen prioridades de uso basadas en los
contratos de compraventa de energía. En Colombia la prioridad de uso está basada en el
contrato de conexión con el transportador, pero esto fue modificado por la resolución
CREC 004 de 2003178
Si bien en todos los países se realiza una operación de los recursos de generación y
transmisión de mínimo costo, la asignación de prioridades para el uso de la capacidad en
las interconexiones internacionales, basada en el orden de registro de los contratos, podría
bloquear el desarrollo de transacciones de menor costo, en particular las transacciones
spot.
. En Perú no se asigna capacidad de transporte, lo cual incrementa el
riesgo para el desarrollo de las inversiones.
179
− El análisis Si en cada uno de los países conectados por un enlace internacional, se
asigna la capacidad de transporte del tramo que le corresponde, de manera no coordinada
con el otro país, se podría incurrir en problemas de remuneración inadecuada.
Las regulaciones en cada país, en cuanto a la relación entre los mecanismos de expansión,
remuneración y acceso, no tienen el mismo tratamiento, lo que podría ocasionar
inconsistencias que pidieran ser contrarias a los principios de libre acceso y operación de
mínimo costo cuando se trata de incorporar enlaces internacionales.
177 Ibid, p.38
178 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Op.Cit., http://www.creg.gov.co
179 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.38
121
En Colombia si bien la asignación de capacidades es un mecanismo adecuado para
disminuir el riesgo de recuperación de las inversiones de los enlaces internacionales, es una
barrera para la realización de operaciones de menor costo, como pueden ser las
transacciones spot internacionales, y un impedimento para el desarrollo de otras
transacciones a término.
En Ecuador y en Venezuela, según su propuesta de Reglamento, no está claro el
fundamento para establecer prioridades de uso (asignación de capacidad) en caso de que los
enlaces internacionales hayan sido definidos como activos de uso común y por lo tanto son
remunerados en su totalidad por la demanda.
En Perú con los mecanismos actuales no existen las señales económicas adecuadas para la
construcción de los enlaces internacionales debido a que no se garantiza la remuneración
vía contratos de conexión.180
Se debe procurar que en todos los países se adopten los mecanismos que dinamicen el libre
acceso a las redes, estos serian:
181
− El contratar la capacidad de transporte en los enlaces internacionales es un
mecanismo adecuado para remunerar los activos correspondientes cuando éstos son
tratados como activos de conexión (uso exclusivo), siempre y cuando se prevea un
mecanismo de compensación financiera que proteja los derechos adquiridos por los
titulares de dichos contratos cuando la operación de mínimo costo no despache
recursos de generación de los agentes titulares para atender demanda externa.
180 Ibid, p.38
181 Ibid, p.39
122
− La compensación financiera a la que se refiere el punto anterior debe prever la renta
de congestión que se pueda producir en los enlaces, debido a la diferencia de precios
originada por la congestión de la línea.
− Cuando se produzca la integración de los sistemas eléctricos de la región y se
constituya un mercado único, los enlaces internacionales pasarían a conformar parte
de la red común (uso compartido) con lo cual no es necesario ni conveniente la
asignación de capacidades a través de contratos de conexión.
− A fin de optimizar el uso de los enlaces internacionales y lograr un despacho
coordinado, los operadores de los mercados de cada país deberían suscribir convenios
operativos.
3.4.11 Resolución de Conflictos
− En Ecuador, la inclusión de cláusulas de arbitraje en los contratos suscritos con el
Estado está sujeta al informe favorable del Procurador General del Estado. En los restantes
países no existe restricción a la inclusión de cláusulas de resolución de conflictos por
medios alternativos.
En el Caso Colombiano la resolución CREG 004 de 2003 trata el tema de la solución de
conflicto y la manera de dirimirlos, además establece la conformación de un acuerdo
operativo, el cual establezca las reglas a seguir en materia de operación de los sistemas
interconectados y la solución de conflictos.182
No existe un marco jurídico internacional que ampare el establecimiento de los contratos de
intercambio internacional de electricidad de tal forma que puedan ser debidamente
182 En caso de presentarse dudas en cuanto a la interpretación o ejecución del presente Acuerdo Operativo, se agotará en primera instancia el diálogo entre las partes. De no lograrse consenso se acudirá al Tribunal Andino de Justicia. COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo Operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Quito 29 de noviembre de 2002.
123
resueltas las perturbaciones introducidas en los contratos por los cambios regulatorios
decididos por los Estados.
No existe una instancia internacional especializada para la resolución de los conflictos que
pudieren derivarse de la interconexión de sistemas y de las transacciones internacionales de
electricidad. Por lo tanto seria recomendables estudiar la posibilidad de utilizar como
máximo juez para la solución de conflictos el Tribunal Andino de Justicia, el cual seria el
encargado de dirimir las desavenencias que se generen.
− El análisis Las partes contratantes requieren de la existencia de una instancia única y
neutral que dirima los conflictos que surgen de la interpretación de los contratos. En la
medida que la posibilidad de designar tal instancia esté sujeta al dictamen de terceros, se
desincentivan las iniciativas de celebración de intercambios internacionales de electricidad.
Los cambios de la regulación que afectan el equilibrio económico de un contrato de
intercambio internacional de electricidad, podría llevar a hacer inviables tales contratos y a
producir daños a las partes, sobre todo cuando tales contratos han implicado la realización
de inversiones para la construcción de los enlaces que posibilitan los intercambios. Si las
legislaciones nacionales no establecen la responsabilidad del Estado por los daños que sus
decisiones regulatorias pueden ocasionar en los particulares, aumenta el riesgo de las
inversiones, lo que se verá reflejado finalmente en los precios de las transacciones.183
La existencia de procedimientos de mediación y arbitraje claros y de mecanismos de
resolución de conflictos, disminuye el riesgo de las contrataciones internacionales y facilita
su realización, especialmente por parte de agentes privados. De ahí que sea recomendable
En vista de que las interconexiones internacionales abren la posibilidad de existencia de
conflictos entre los agentes de los países, se requiere de una instancia internacional neutral
especializada para la resolución de estos conflictos.
183 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.39
124
estudiar la posibilidad de eliminar las restricciones que pudieran sujetar el establecimiento
de cláusulas de arbitraje al dictamen de terceros.184
Se recomienda adoptar por parte de los países que conforman la Comunidad Andina de
Naciones la incorporación del Acuerdo Operativo para la Interconexión de Sistemas
Eléctricos y el Intercambio Regional de Electricidad, con el fin de que pueda tener fuerza
jurídica y para que los conflictos derivados de la interconexión de los sistemas eléctricos y
de las transacciones internacionales estén bajo la jurisdicción del Tribunal de la Comunidad
Andina.
En caso de que la legislación nacional no permita la indemnización por daños causados por
cambios regulatorios que afecten el equilibrio económico de los contratos de intercambio
internacional de electricidad, sería recomendable estudiar los mecanismos para que los
Estados asuman la responsabilidad por esos daños y se efectúen las reparaciones
respectivas.
185
3.4.12 Transacciones spot Internacionales
Se deberá estudiar la posibilidad de incorporar en las reglamentaciones de los diferentes
países las transacciones spot internacionales y que éstas se detallen de manera coordinada
entre los cuatro países (Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela)
En esta sección se exponen los criterios que deben tomarse en cuenta para la
implementación de estas transacciones:186
184 Ibid, p.40
185 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo Operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Quito 29 de noviembre de 2002.
186 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.40
125
Las transacciones spot internacionales se definen como los intercambios de energía entre
los sistemas a precios spot y que son realizadas a través de los administradores de los
mercados, cuando se presentan diferencias entre los precios de los mercados spot en los
nodos frontera.
Las transacciones spot internacionales no deben estar condicionadas a la existencia de
excedentes y únicamente estarían limitadas por la capacidad de los enlaces internacionales,
porque sino se convertirían en transacciones de oportunidad.
El despacho de cada país debe considerar las curvas de oferta y demanda de los países de la
región, disponibles en los nodos frontera. Por ello, se prevé que los flujos en los enlaces
internacionales, y en consecuencia las transacciones spot internacionales, se originen en el
despacho coordinado entre países.
Para las transacciones spot internacionales se debe estudiar la posibilidad de que estas
puedan ser liquidadas de manera coordinada por los administradores de los mercados. Para
este fin, deben darse las atribuciones suficientes a los operadores y administradores de los
mercados a efectos de que puedan despachar y liquidar de manera coordinada los
intercambios internacionales de energía, a través de la suscripción de acuerdos operativos e
intercambio de información, que consideren además criterios de seguridad y calidad.187
Para minimizar los riesgos por falta de pago se recomienda que los administradores de los
mercados constituyan garantías recíprocas que cubran el monto esperado de las
El uso físico del enlace debe estar determinado por el resultado del despacho económico
coordinado, por tanto el acceso debe ser libre; sin embargo, para minimizar el riesgo del
inversionista en transmisión, es necesario establecer contratos de conexión que asignen
derechos sobre la capacidad de transmisión, es decir, que permitan recibir la renta que
genere el uso de la línea.
187 Ibid, p.40
126
transacciones spot internacionales, cuyo costo formará parte de los costos de
administración del mercado.
Es conveniente que para facilitar los intercambios internacionales de energía, los
administradores de los mercados den prioridad de pago a las transacciones spot
internacionales. Con esta medida se conseguiría que las deudas que se originan en un
mercado nacional no se trasladen al otro país.
Las transacciones spot internacionales deben ser consideradas en la asignación y pago del
cargo por capacidad en condiciones similares a los agentes internos de cada país; en otras
palabras, la importación o exportación recibirá o pagará el cargo por capacidad,
respectivamente, cuando se produzca el flujo físico en el enlace, ya que la existencia de un
enlace representa un incremento de la capacidad disponible que debe ser remunerada y de
la demanda a ser abastecida que debe pagar.188
En Colombia la resolución CREG 004 de 2003
En relación con los precios nodales a cada lado de la frontera, los operadores de los
sistemas deberán considerar todos los cargos adicionales existentes en cada sistema. Si
existiera incertidumbre en definir uno de estos cargos se deberá considerar un diferencial
mínimo de precios para que se dé la transacción. Adicionalmente deberán expresarse los
precios sobre una misma moneda.
189 y CREG 014 de 2004190 reglamenta las
transacciones internacionales, las garantías y el pago de las mismas, esta resolución entró
en vigencia para permitir la integración de los mercados de Colombia y Ecuador.191
188 Ibid, p.41
189 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Colombia. http://www.creg.gov.co
190 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003. Resolución CREG 014 de 2004. Colombia. http://www.creg.gov.co
127
3.4.13 Mecanismos de Implementación del Acuerdo
− La instrumentación de las propuestas para la interconexión de la infraestructura de los
sistemas eléctricos, de la comercialización internacional de la energía y, luego, del mercado
eléctrico mayorista internacional requiere de procesos de modificación y de creación de los
marcos jurídicos en cada país; estos procesos deben ser coordinados y simultáneos.
De igual forma, para el arreglo de las diferencias que surjan entre Estados, reguladores,
administradores y agentes del mercado eléctrico mayorista internacional, se hace necesario
el reconocimiento y mutuo consentimiento de las partes en someter dichas diferencias a
procedimientos y organismos nacionales e internacionales, siendo estos medios un acuerdo
obligatorio, a fin de que se cumpla con las recomendaciones de las conciliaciones, laudos
arbitrales y sentencias, según el caso.192
− El análisis El Marco Normativo vigente en cada uno de los países están estructurados y
respaldados, por sus correspondientes Constituciones, Leyes, Reglamentos de estas Leyes,
Regulaciones y Resoluciones emitidas por los órganos competentes.
193
Existirían dos caminos alternativos para la implementación del Acuerdo: uno, la
modificación en cada país del marco legal, reglamentario y regulatorio, a través de los
procedimientos establecidos en cada uno de ellos, lo que implicaría un largo proceso de
reforma normativa, la descoordinación entre los países y la posible introducción de
distorsiones en las propuestas, por los entes encargados de la reforma normativa. La otra
vía sería a través de la implementación de una norma supranacional, en el marco de la
Comunidad Andina, lo que significaría la unificación del proceso y el respaldo de un marco
191 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.40
192 Ibid, p.40
193 Ibid, p.41
128
jurídico regional. Este mecanismo debe no solo tener en cuenta las reglas para la operación
de los sistemas eléctricos e interconexiones sino también el mercado energético y las
transacciones de energía.
La Comunidad Andina tiene por objetivo el promover el desarrollo equilibrado y armónico
de sus países miembros en condiciones de equidad, acelerar el crecimiento por medio de la
integración y la cooperación económica y social, impulsar la participación en el proceso de
integración regional, con miras a la formación gradual de un mercado común
latinoamericano y procurar un mejoramiento persistente en el nivel de vida de sus
habitantes.194
La Comisión es el órgano normativo del Sistema Andino de Integración, integrado por un
representante plenipotenciario de cada uno de los Países Miembros, cuya capacidad
legislativa, se expresa en la adopción de Decisiones. El Presidente de la Comisión está
facultado para convocar a una Comisión Ampliada, con el fin de tratar asuntos de carácter
sectorial, considerar normas para hacer posible la coordinación de los planes de desarrollo
y la armonización de las políticas económicas de los Países Miembros, así como para
conocer y resolver todos los demás asuntos de interés común. Las Decisiones de la
Comisión, son normas de carácter supranacional.
195
194 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Secretaria General. Acuerdo de Cartagena de Indias. Op.Cit., http://www.comunidadandina.org/documentos/docIA/IA25-9-01.htm
195 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.41
La Comunidad Andina posee un conjunto de normas comunitarias que garantizan la
seguridad y estabilidad jurídica necesaria para los socios comerciales e inversionistas, así
como un sistema de solución de controversias, cuya más alta expresión es el Tribunal
Andino de Justicia.
129
Para lograr el cumplimiento coordinado del Acuerdo por todos los países suscriptores,
resulta más expedito y con mayor respaldo jurídico internacional, el realizarlo como una
Decisión de una Comisión Ampliada de la Comunidad Andina, para lo cual se requiere
incluir a Bolivia en el proceso.
En la referida Decisión, deberá establecerse y definirse el procedimiento y la autoridad ante
quien se resolverán las diferencias derivadas de la interconexión de la infraestructura de los
sistemas eléctricos, del comercio internacional de la energía y de la estructuración de un
mercado eléctrico mayorista internacional común, para el caso en que las partes no
definieran su propio procedimiento e instancias para la solución de sus conflictos.196
3.4.14 Otros Factores que pueden afectar las Interconexiones
− Colombia El operador del sistema y el administrador del mercado están integrados con
el propietario de la mayoría de la red de transmisión. En caso de que se asignen rentas por
congestiones de la red, se generarían incentivos para incrementarlas y apropiarlas por parte
del operador-transmisor.197
− Ecuador En el Ecuador, desde el inicio del funcionamiento del Mercado Eléctrico
Mayorista, ha existido un déficit tarifario que, en parte, ha provocado crecientes deudas de
los distribuidores al mercado, las que han sido controladas con asignaciones especiales del
Estado. Por otro lado, a pesar de que los niveles tarifarios se han recuperado respecto a los
valores reales, las deudas de los distribuidores al mercado, también se han originado por la
falta de eficiencia en la gestión administrativa de varias empresas.
198
196 Ibid, p.41
197 Ibid, p.42
198 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. http://www.conelec.gov.ec/
130
Para superar el déficit financiero del sector, el Consejo Nacional de Electricidad
(CONELEC) estableció mecanismos de ajustes mensuales hasta diciembre del 2002, con el
objeto de que las tarifas, en promedio, se nivelen de acuerdo con los costos del servicio.
Así mismo el Fondo de Solidaridad, propietario y accionista mayoritario de casi todas las
empresas del país, ha implementado mecanismos financieros para administrar las
recaudaciones de las empresas distribuidoras y asignarlos directamente a los proveedores
del servicio.199
− Perú El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
(COES)
200 es una asociación únicamente de generadores y de representantes del sistema
principal de transmisión. Se debe estudiar la posibilidad de ampliar su cobertura para
incorporar a otros agentes interesados como los transportadores privados, los distribuidores
y los comercializadores.201
• No existe remuneración explicita de los servicios complementarios ni tampoco de
las inflexibilidades de los generadores.
• No existe un desarrollo coordinado de la red de transmisión.
• La regulación de la transmisión debe ser perfeccionada.
− Venezuela Las transacciones internacionales podrían verse limitadas por la falta de
solvencia de varias empresas del Estado, la cual se origina tanto en la gestión ineficiente de
199 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.43
200 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES). Perú. http://www.coes.org.pe/coes/default.asp
201 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.43
131
las empresas como en la aplicación de niveles tarifarios que no cubren los costos del
servicio.202
Por otro lado los pliegos tarifarios promulgados han sido modificados en repetidas
ocasiones por el Ejecutivo Nacional, por lo que no hay certeza de la permanencia de las
tarifas aprobadas.
La falta de reglamentación del mercado obliga a posponer iniciativas de intercambios
internacionales a menos que se establezcan contratos que minimicen los riesgos.
3.5 PAÍSES PARTICIPANTES DE LA CAN
3.5.1 Colombia
− Características Generales La capacidad total de generación de energía eléctrica en
Colombia en el año 2004 esta en los 13216.52 MW de los cuales el 52% pertenecen a
agentes privados y el 48% son empresas públicas. En el año 2004 existen, 58 generadores
que potencialmente pueden efectuar transacciones en el mercado y ejercer plenamente las
actividades productivas. Durante el año 2003, 35 agentes realizaron transacciones en el
Mercado de Energía Mayorista.203
202 Ibid, p.44
203 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) ISA. Colombia. http://www2.isa.com.co/gmem/
En la figura 34 se muestra la distribución de la
producción de energía eléctrica.
132
GENERACION
66.0%
33.8%
0.2%
Hidraulica
termica
Eolica
Figura 34. Características de la producción de energía en Colombia204
En el año 2004 el Mercado de Energía Mayorista (MEM) tiene 99 comercializadores
registrados, 59 realizaron transacciones durante el año 2003, valor que se mantiene cercano
al promedio de los últimos tres años. La estabilidad en el número de participantes mantiene
la fortaleza de la actividad de comercialización de electricidad.
205
204 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co
205 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) ISA. Colombia. http://www2.isa.com.co/gmem/
En la figura 35 se muestra
el consumo de energía eléctrica por los diferentes tipos de usuarios.
133
DEMANDA
15%
44%6%
33%2%
Comercial
Residencial
Gobierno
Industrial
Otros
Figura 35. Características de la demanda en Colombia206
En Colombia existen 11 transportadores de energía eléctrica de los cuales ISA tiene la
mayoría de la propiedad con 69.8 % de la red de transporte a 500kV y 220kV, además de
tener la mayoría accionarial del segundo transportador, TRANSELCA con el 65%. En la
figura 36 se muestra la red de interconexión a 230 kV y 500kV.
206 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co
134
Figura 36. Diagrama unificar de Colombia207
− Evolución La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a
finales del Siglo XIX y su desarrollo fue el resultado de la iniciativa de inversionistas
privados, quienes constituyeron las primeras empresas que tenían como finalidad generar,
distribuir y comercializar electricidad. El esquema de propiedad privada se mantuvo
durante la primera mitad del siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la
propiedad de las empresas existentes hasta quedar completamente en manos del Estado,
cambio que fue presionado por la clase política de las diferentes regiones, fundamentado en
el paradigma que relaciona electricidad y desarrollo económico.
208
La estructura para el suministro de la energía eléctrica estatal, se inició prácticamente en
1928 con la expedición de la Ley 113
209
A comienzos de la década de los 90, la gestión y logros de las empresas de electricidad en
manos del Estado, mostró resultados muy desfavorables en términos de la eficiencia
administrativa, operativa y financiera que registraban las empresas. El sector considerado
que declaró de utilidad pública el aprovechamiento
de la fuerza hidráulica. Desde entonces funcionó de manera centralizada hasta las reformas
efectuadas en 1994.
Durante este 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.
207 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co
208 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN (EEPPM). Historia de los servicios públicos. Medellín. Colombia. http://www.eeppm.com/
209 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 113 del 21 de noviembre de 1928. Estudio técnico y aprovechamiento de corrientes y caídas de agua. Colombia. http://www.ideam.gov.co/legal/ley/1900/ley113-1928.htm
135
globalmente (con algunas excepciones), enfrentaba la quiebra financiera, quiebra que
finalmente se tradujo en un racionamiento a nivel nacional que abarcó el período 1991-
1992.
Con este panorama, el país, a partir de la Constitución de 1991, admitió como principio
clave para el logro de la eficiencia en los servicios públicos la competencia donde fuera
posible y la libre entrada a todo agente que estuviera interesado en prestarlos.
En 1992, como consecuencia del severo racionamiento de energía que sufrió el país, el
Gobierno, haciendo uso del estado de emergencia económica tomó decisiones sobre
construcción de nuevas plantas de generación y el otorgamiento de las garantías
respectivas.210
− Reestructuración Entre las razones por la que se reestructuró el sector eléctrico se
encuentra la crisis, que se debió especialmente al subsidio de tarifas de energía y a la
politización de las empresas estatales, generando así 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. Un racionamiento entre 1991-1992,
llegó en una época donde las empresas se encontraban altamente vulnerables, el parque
térmico abandonado y una población que no se encontraba preparada para afrontar los
rigores del racionamiento. En el análisis de este racionamiento el gobierno colombiano
determinó la necesidad de reestructurar y modernizar el sector eléctrico, abriéndolo a la
210 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN (EEPPM). Historia de los servicios públicos. Op.Cit., http://www.eeppm.com/
136
participación privada, y siguiendo un esquema similar a los países pioneros en este
desarrollo, en especial el Reino Unido.211
La reestructuración comenzó en 1994, con las leyes 142
212 y 143213
− Introducir competencia en el sector eléctrico,
, definiendo el marco
regulatorio para establecer las condiciones que permitieran que el desarrollo del mercado
eléctrico estuviese determinado por la sana competencia creando el Mercado Mayorista de
Energía Eléctrica.
El cambio era radical y consistió en:
− Permitir la inversión privada, llegando al punto de privatizar las compañías estatales,
− Eliminar la integración vertical, separando los negocios de transmisión, distribución y
generación, y
− Dejar al estado solamente el papel de regulador.
El ente regulador, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) comenzó a emitir
las primeras Resoluciones para el sector eléctrico a finales de 1994 y desarrollan en general
los siguientes temas: Marco Regulatorio aplicable a las actividades de Generación,
211 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia del mercado de energía en Colombia. Colombia. http://www.creg.gov.co/index.html
212 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 142 de 1994. Se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones. Colombia. http://www.secretariasenado.gov.co/ leyes/L0142_94.htm
213 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 143 de 1994. Se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Colombia. http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/L0143_94.htm
137
Transmisión, Distribución y Comercialización. Las resoluciones reglamentan los aspectos
empresariales, comerciales, técnicos y operativos de estos negocios.
Como parte de dicha reestructuración se establecieron límites a la integración vertical con
la determinación de cuatro actividades: generación, transmisión, distribución y
comercialización, se creó el Mercado Mayorista de Electricidad y se reorganizó el esquema
institucional del sector.
La generación corresponde a la actividad de producción de electricidad. La energía puede
ser transada en la Bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores,
comercializadores o directamente con grandes usuarios (aquellos con una demanda pico
superior a los 100 kW ó 55 MWh/mes). Los generadores reciben un ingreso adicional
proveniente del Cargo por Capacidad, cuyo pago depende del aporte que la potencia de
cada generador realiza a la firmeza del sistema y de su disponibilidad real.214
214 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia del mercado de energía en Colombia. Op.Cit., http://www.creg.gov.co/index.html
Los comercializadores son aquellos que atienden a los usuarios y les prestan el servicio de
facturación. Estos les pueden vender energía a los grandes usuarios a precios libres o a los
restantes a precios regulados.
Para promover la competencia entre generadores, se permite la participación de agentes
económicos, públicos y privados, los cuales deberán estar integrados al Sistema
Interconectado para participar en el mercado de energía mayorista. Como contraparte
comercializadores y grandes consumidores actúan celebrando contratos de energía eléctrica
con los generadores. El precio de la electricidad en este mercado se establece de común
acuerdo entre las partes contratantes, sin la intervención del Estado.
En la figura 37 se ve esquematizado el mercado eléctrico en Colombia.
138
Operación Centro NacionalDe Despacho
Mercado de Energía MayoristaAdministración
Distribución
Generación
Transmisión
Mercados de Otros Países- TIE -
Clientes
Comercialización
Relación OperativaRelación Comercial
Operación Centro NacionalDe Despacho
Mercado de Energía MayoristaAdministración
OperaciónOperación Centro NacionalDe DespachoCentro NacionalDe Despacho
Mercado de Energía MayoristaMercado de Energía MayoristaAdministraciónAdministración
DistribuciónDistribución
GeneraciónGeneración
TransmisiónTransmisión
Mercados de Otros Países- TIE -
Mercados de Otros Países- TIE -
ClientesClientes
ComercializaciónComercialización
Relación OperativaRelación Comercial
Figura 37. Estructura del mercado colombiano215
En el mercado competitivo, creado por la reforma eléctrica (Leyes 142
216 y 143217 de 1994)
participan generadores, comercializadores y grandes consumidores de electricidad. La
CREG definió los alcances de este mercado y estableció dos grandes espacios para realizar
las transacciones mayoristas:218
215 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co
216 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 142 de 1994. Op.Cit., http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/ L0142_94.htm
217 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 143 de 1994. Op.Cit., http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/ L0143_94.htm
218 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). http://www.creg.gov.co/index.html
139
− Mercado Mayorista (MEM) propiamente dicho, en el que participan como
compradores y vendedores los agentes autorizados por la Ley para desarrollar
actividades económicas propias de la industria eléctrica, como la generación, la
comercialización mayorista y el transporte mayorista. Este mercado se divide a su vez
en dos segmentos: el Mercado de Contratos a Término (o mercado de largo plazo) y
la Bolsa de Energía (o mercado de corto plazo).
− Mercado Libre (ML), en el que participan como compradores los grandes
consumidores y como vendedores los comercializadores de electricidad.
El mercado de contratos se realiza entre los comercializadores y los generadores, los
contratos quedan definidos cuando se puede establecer claramente la cantidad de
electricidad y el precio cada hora. Los contratos se firman con duraciones de un día en
adelante.
La Bolsa de Energía es un mercado para las 24 horas del día siguiente, con obligación de
participación para todo generador registrado en el mercado, con reglas explícitas de
cotización, y en el que la energía por contratos es independiente del precio de corto plazo.
Los grandes consumidores no pueden acceder en forma directa al Mercado Mayorista, sin
embargo, pueden beneficiarse de las oportunidades de este mercado, aprovechando la
competencia entre los comercializadores.
Los pequeños consumidores o usuarios regulados también tienen relación con el Mercado
Mayorista dado que una parte de sus tarifas reguladas, dependen por un lado, del
comportamiento de los precios que se presenten en el mercado y por el otro, de los precios
a los cuales realice las transacciones su comercializador para atenderlo.219
219 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) ISA. Colombia. http://www2.isa.com.co/gmem/
140
− Operador El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) administra las transacciones
comerciales de energía y transporte, es una entidad que esta unida empresarialmente con el
operador del sistema, Centro Nacional de Despacho (CND) y con el mayor transportador,
Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA). El MEM tiene las funciones de:220
− Administrar el sistema de intercambios y comercialización de energía eléctrica en el
mercado mayorista, con sujeción a las normas del reglamento de operación y a los
acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO).
− Administrar las cuentas, liquidar, facturar y cobrar las cuentas correspondientes a los
cargos del Sistema de Transmisión Nacional, con sujeción a las disposiciones
contenidas en el Reglamento de que trata el artículo anterior.
− El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), se encarga 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 (SIC).221
La figura 38 muestra la estructura de la Gerencia de Operación y Administración del
Mercado, que es la encargada de de operar el Sistema de Transmisión Nacional (SIN) y de
administrar el Mercado de Energía Mayorista (MEM)
220 Ibid, http://www2.isa.com.co/gmem/
221 Ibid, http://www2.isa.com.co/gmem/
141
Dir. Información delMercado
Dir. Proyectos y Tecnología
Gerencia Operación y Administración del Mercado
Dir. Gestión Regulatoria y Jurídica
Gerencia MEMGerencia CND
Dir. Planeación de la Operación
Dir. Coordinación de Operación
Dir. Despacho de Energía
Dir. Transacciones Comerciales
Dir. Administración Financiera del Mercado
Mercado
Gerencia MEMGerencia CND
Dir. Planeación de la Operación
Dir. Coordinación de Operación
Dir. Despacho de Energía
Figura 38. Estructura del operador del mercado en Colombia222
3.5.2 Ecuador
− Características Generales La mayor parte de la producción en el 2003, está en cabeza
de 10 empresas generadoras (92.21%) y en menor proporción con las distribuidoras (14 aún
sin escindir de acuerdo a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico). En la figura 39 muestra
los recursos de generación, también se observa la predominancia del recurso hídrico.
222 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Op.Cit., http://www.isa.com.co
142
GENERACION
56%
43%
1%
Hidraulica
termica
Interconexiones
Figura 39. Características de la producción en Ecuador223
Hay un único transportador de energía, la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica
S.A. (TRANSELECTRIC), es una empresa privada que tiene como único accionista al
Fondo de Solidaridad, comenzó a operar en abril de 1999 y su función es la transmisión de
energía eléctrica para todo el país. Además, administra y opera un conjunto de subestaciones
y líneas de transmisión en tensiones de 230 kV y 138 kV.
224
223 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA ( CENACE ). Ecuador.
En la figura 40 se observa las características del sistema interconectado nacional.
http://www.cenace.org.ec/
224 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. http://www.conelec.gov.ec
143
Figura 40. Características del Sistema Interconectado Nacional225
Respecto al consumo, en el mercado ecuatoriano pueden distinguir dos tipos de
consumidores: los usuarios finales y los grandes consumidores, la diferencia es que los
últimos se puede acordar el precio y elegir el suministrador. En el año 2003 las
distribuidoras compraron el 98.3% de la energía y los grandes consumidores el
1.70%.
226
225 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENACE). Ecuador. Op.Cit.,
Ver figura 41 el consumo de la demanda por los diferentes usuarios.
http://www.cenace. org.ec/
226 Ibid, http://www.cenace.org.ec/
144
DEMANDA
18%
36%27%
11%8%
Comercial
Residencial
Industrial
Otros
A. Publico
Figura 41. Características de la demanda en Ecuador227
− Evolución Debido a los severos racionamientos del servicio que sufrió el país a finales
de 1992, el Gobierno del Ecuador conformo un grupo interdisciplinario para realizar los
primeros estudios técnicos de reestructuración del sector eléctrico. Como resultado de esta
consultoría se elaboró un proyecto de ley
228
En octubre de 1996, luego de varias discusiones y revisiones al proyecto original propuesto
por el Gobierno, se aprobó en el Congreso Nacional la Ley de Régimen del Sector Eléctrico
(LRSE), que sustituyó a la Ley Básica de Electrificación.
que recogía los principios del nuevo modelo y
una propuesta de marco regulatorio.
229
Con esta base legal y la asesoría de consultorías especializadas se han ejecutado las
siguientes actividades:
227 Ibid, http://www.cenace.org.ec/
228 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec
229 GOBIERNO DE ECUADOR. Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Suplemento del registro oficial N°43. Ecuador. 10 de octubre de 1996. http://www.conelec.gov.ec/downloads/normativas/LEY%20DE%20 REGIMEN%20DEL%20SECTOR%20ELECTRICO.%20Codif.%205%20Ago-00.doc
145
− En noviembre de 1997 se conformó el ente de regulación y control el Concejo
Nacional de electricidad (CONELEC).
− En enero de 1999 se constituyeron legalmente 6 empresas de generación y una de
transmisión con los activos del ex - Instituto Ecuatoriano de Electrificación
(INECEL).
− El 1 de febrero de 1999 inició sus funciones el Centro Nacional de Control de
Energía (CENACE), entidad encargada de la administración del mercado eléctrico
mayorista.
− El 31 de marzo de 1999, terminó su vida jurídica INECEL.
− A partir del 1 de abril de 1999 empezó a funcionar el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM) supervisado por el CENACE, en el cual se llevan a cabo todas las
transacciones comerciales de compra y venta de potencia y energía al sistema
ecuatoriano.
− El 4 de octubre de 1999, el Consejo Nacional de Modernización (CONAM) contrató
al consorcio liderado por un Banco de Inversión, para preparar y ejecutar el proceso
de privatización de las empresas del sector eléctrico.
− Reestructuración El proceso de reformas arranca a fines de 1996 con la promulgación
de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), que determinó el establecimiento de un
mercado competitivo y desregulado, descentralizando su estructura estatal, a través de
esquemas de desintegración horizontal y vertical, escindiendo las actividades de
generación, transporte y distribución, procurando promover una amplia participación del
sector privado. Sin embargo, no fue hasta abril de 1999, cuando el nuevo esquema inició
sus operaciones. 230
230 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec
146
El funcionamiento del modelo se sustenta en dos aspectos: la prestación y la recepción del
servicio. En la prestación se reconocen tres actividades: producción, transporte y
distribución, en cambio la recepción del servicio está representado por los clientes que, de
acuerdo a su potencia contratada pueden comprar en forma directa en un Mercado
Mayorista o a las compañías distribuidoras.
El nuevo modelo conforma un mercado de energía eléctrica (el MEM), un sistema de
costos de energía que define precios, un administrador de dicho mercado (CENACE) y un
ente regulador (CONELEC). Ver figura 42.231
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) establece mecanismos para la
reestructuración del sector, tales como segmentar la prestación del servicio en empresas
separadas y se introduce el criterio de competencia en la generación.
232
231 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENACE). Ecuador. Op.Cit.,
Se establecen mecanismos de concesión, permiso y licencia para la participación privada en
nuevos proyectos.
La transmisión y distribución como monopolios naturales están sujetos a regulación y
control.
Se fomenta el desarrollo y uso de recursos energéticos no convencionales. Las
transacciones de potencia y energía se realizan en un mercado Spot o mediante contratos a
plazo entre los agentes del MEM.
http://www.cenace. org.ec/
232 GOBIERNO DE ECUADOR. Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec/downloads/normativas/LEY%20DE%20REGIMEN%20DEL%20SECTOR%20 ELECTRICO.%20Codif.%205%20Ago-00.doc
147
C
O
N
E
L
E
C
CENACE
Regulación ysupervisión
DespachoEconómico
AdministraciónTécnica yFinanciera
Usuario final
G G G
Red de Transporte
Mercado Eléctrico Mayorista
Excedentes
D
AG GC
D D GC Distribuidores con Sistemas No Incorporados
Transacciones en contratos a plazo G: Generador AG: AutogeneradorTransacciones en el mercado ocasional D: Distribuidor GC: Gran Consumidor
Figura 42. Estructura del mercado eléctrico en Ecuador233
− Operador El operador del mercado esta inmerso en la operación del sistema
responsabilidad de CENACE, así las funciones específicas son administrar el
abastecimiento de energía al mercado al mínimo costo posible, preservando la eficiencia
global del sector y creando condiciones de mercado. Coordinar la operación del Sistema
Nacional Interconectado, observando condiciones de seguridad y calidad. Administrar las
233 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec
148
transacciones comerciales y facilitar al sector el acceso a la información sobre el
funcionamiento del MEM.234
3.5.3 Perú
− Características Generales En la producción en el 2003, participaron 38 empresas que
generan para el mercado eléctrico (91.6%) y 64 empresas que producen energía para uso
propio (8.4%). En la figura 43 se puede observar el equilibrio de producción de energía
entre fuentes hidráulicas y térmicas.
GENERACION
50%50%
Hidraulico
Termico
Figura 43. Características de la producción en Perú235
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) tiene una longitud total de las líneas
de transmisión de este sistema alcanza los 14261 km., de las cuales el 15% corresponde a
líneas de transmisión principal (2139 km) y el 85% a líneas de transmisión secundaria
234 Ibid, http://www.conelec.gov.ec/
235 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. http://www.coes.org.pe
149
(12122 km). Además, operan en el país líneas de transmisión en sistemas aislados
(SS.AA.).236Ver figura 44.
En este periodo se registró la operación de 6 empresas con actividad principal en
transmisión de energía eléctrica.
Figura 44. Características del sistema interconectado de Perú237
Durante el año 2003, la capacidad de la producción fue de 5904 MW. La producción de
energía para el mercado eléctrico fue de 19215 GWh y la energía eléctrica que se
comercializó a clientes finales ascendió a 16629 GWh. De este total, el 37% fue vendida
por las empresas generadoras (sólo venden a clientes libres), y el 63% por las empresas
distribuidoras. Según el tipo de mercado, se entregó el 52% a los clientes regulados y el
48% a los clientes libres. Finalmente, el número de clientes finales, a diciembre del año
2003, llegó a 3´482851, de los cuales 3´483.610 son regulados y 241 son libres. En el
236 SALAZAR LÓPEZ, Germán. Mercado eléctrico peruano. Lima. Perú. Septiembre 2003.
237 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. Op.Cit, http://www.coes.org.pe
150
período se registró la operación de 21 empresas que distribuyen energía al mercado
eléctrico y de 16 generadores.238
DEMANDA
17%
24%56%
3%Comercial
Residencial
Industrial
A. Publico
En la figura 45 se observa el consumo de la demanda por los diferentes usuarios.
Figura 45. Características de la demanda en Perú239
− Evolución Hasta 1992, la generación, transmisión, distribución y comercialización de
energía eléctrica para servicio público estaba reservada para el Estado. La Dirección
General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas era el ente encargado de dirigir,
promover, controlar y fiscalizar las actividades de este servicio público.
En mayo de 1982 se promulgó la Ley General de Electricidad, Ley 25884. La empresa
matriz, ELECTROPERU SA, tenía la propiedad y representación de las acciones del
Estado y ejercía la supervisión y coordinación de las Empresas Regionales de Electricidad.
238 Ibid, http://www.coes.org.pe
239 Ibid, http://www.coes.org.pe
151
En 1984, se transfirió a las empresas regionales la actividad de distribución de energía y
equipamiento de la infraestructura eléctrica.240
Este sistema sufrió una profunda transformación con la promulgación de la Ley de
Concesiones Eléctricas
ELECTROPERU, las empresas regionales de electricidad y los sistemas aislados, de
propiedad del Estado, producían el 70% de la oferta total de energía eléctrica en el país. En
su mayor parte (75%), ésta provenía de centrales hidroeléctricas. Asimismo, existía un
importante sector de empresas auto productoras privadas, que producían el 30% restante de
la energía eléctrica. En este caso, la mayor parte de la oferta (el 78%) provenía de centrales
térmicas.
241
Además, determinó la vigencia de un nuevo sistema tarifario para la generación,
transmisión y distribución de energía eléctrica, así como la puesta en marcha de una nueva
25844 de 1992 y con el inicio del proceso de privatización a
mediados de 1994. Se determinó la separación de las actividades de generación,
transmisión y la distribución como actividades a ser realizadas por el sector privado con el
objetivo de promover la competencia y alcanzar la máxima eficiencia en el servicio público
de electricidad.
Se dispuso que las empresas que integran los sistemas interconectados CentroNorte
(SICN), Sur-Oeste (SISO) y Sur-Este (SISE) tomaran las medidas legales, administrativas
y económicas para dividir las actividades de generación, transmisión y de distribución
constituyendo empresas independientes. En lo que respecta a los sistemas aislados de
electricidad, la ley contempla que en estos sistemas aislados puede existir una integración
vertical.
240 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. http://www. osinerg.gob.pe/
241 GOBIERNO DE PERÚ. Ley de concesiones Eléctricas No. 25844. Perú. Febrero de 1993. http://www. coes.org.pe/coes /Directiva/resena.htm
152
institucionalidad en el sector, orientada a impulsar la racionalidad de las decisiones en el
marco de la libre competencia.
En lo que respecta a la privatización, en 1991 el gobierno creó la Comisión de Promoción
de la Inversión Privada (COPRI), responsable de la dirección del proceso de privatización,
de la selección de las empresas a privatizarse y de los principios generales y
procedimientos a aplicarse, la coordinación y el control del programa de privatización. Para
ello se formaron, en 1993, tres Comités Especiales de Privatización (CEPRI), los mismos
que correspondieron a las siguientes empresas: ELECTROPERU, ELECTROLIMA y la
Empresa Termoeléctrica de Ventanilla SA (ETEVENSA). El esquema de privatización
planteó la venta individual de las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras.242
En el marco de la Ley en mención, las actividades eléctricas se han independizado, el
esquema de competencia esta operando, los clientes libres negocian directamente con sus
diversos proveedores. Los actores que intervienen en el mercado eléctrico se observan en la
figura 46, donde el Estado esta representado por la Dirección General de Electricidad del
Ministerio de Energía y Minas, responsable del otorgamiento de concesiones y
autorizaciones para participar en el negocio eléctrico, la promoción y normalización. Los clientes
En la nueva estrategia de desarrollo basada en el predominio de los mecanismos del
mercado y la propiedad privada, las reformas llevadas a cabo fueron orientadas a establecer
un marco institucional para las actividades económicas, promoviendo la eficiencia en la
utilización de los recursos, la liberación del mercado y la libre competencia.
La Dirección General de Electricidad, es el órgano técnico - normativo del Ministerio de
Energía y Minas, encargada de proponer y/o expedir la normatividad de las actividades de
generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, además de
promover el desarrollo del sector eléctrico.
242 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. Op.Cit., http://www.osinerg.gob.pe/
153
o usuarios son aquellos que realizan sus transacciones en forma libre (demanda superior a 1 MW)
o que pertenecen al servicio público de electricidad.
Las empresas eléctricas están constituidas por las concesionarias de electricidad y las
entidades autorizadas que pueden ser: Generadoras, Transmisoras y Distribuidoras.
N: NormatividadC: ConcesionesF: FiscalizaciónR: RegulaciónD: Defensa del consumidorL: Libre CompetenciaT: Transferenciasr: Reclamos
MEM : MINISTERIO DE ENERGIA Y MINASOSINERG: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIAINDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUALPROINV.: PRO INVERSIONCOES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA
NORMATIVIDADPLAN REFERENCIAL, CONCESIONES
EMPRESAS
COES
MEM OSINERG INDECOPI PROINV
USUARIOS
NNC
RF
RF
rD
DL
T
FISCALIZACION
TRANSFERENCIAS AL SECTOR PRIVADO
r
Figura 46. Estructura del modelo peruano243
Existe un Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que está formado por
generadores y transportadores de un mismo Sistema Interconectado, y una Comisión de
Tarifas Eléctricas (CTE), que es un organismo técnico y autónomo conformado por
243 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. Op.Cit, http://www.coes.org.pe
154
representantes de generadores, distribuidores, transportadores y del Estado, cuya
responsabilidad es establecer las tarifas eléctricas para el mercado eléctrico.244
− Reestructuración En la década de los 80, la empresa ELECTROPERU que tenía la
generación, transmisión y distribución en el país, atravesaba por una grave crisis financiera
y económica. Respecto a la primera se produjo un elevado nivel de endeudamiento externo,
lo cual se agravó debido a la menor disponibilidad de créditos externos resultantes del
incumplimiento de sus obligaciones. En lo económico, la crisis tuvo relación con el retraso
tarifario que comprometió la capacidad operativa de la empresa y redujo sus posibilidades
de inversión necesarias para afrontar el crecimiento de la demanda. Además se comenzaron
a sufrir racionamientos que llegaron a ser hasta del 28% y había un alto grado de
ineficiencia en las empresas eléctricas.
Además en la supervisión del mercado está: Organismo Supervisor de la Inversión en
Energía (OSINERG) e Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad
Intelectual (INDECOPI).
El operador del sistema es el COES. El COES está constituido por las empresas
generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado, tiene como objetivo
el despacho al mínimo costo.
En los últimos diez años, el sector eléctrico peruano ha experimentado importantes
avances, se ha logrado revertir la anterior y preocupante situación de déficit energético,
hasta alcanzar una de superávit, que permite pensar incluso en la posibilidad de exportar
energía. Además se ha conseguido diversificar la oferta de generación; aumentar el índice
de electrificación nacional y mejoras notables en la calidad del servicio brindado a los
usuarios245
244 Ibid, http://www.coes.org.pe
245 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. Op.Cit., http://www.osinerg.gob.pe/
, Uno de esos avances esta en la entrada de inversión privada en la transmisión,
155
Interconexión Eléctrica S.A. ISA a incursionado con éxito con las construcción y operación
del sistema de transmisión nacional del Perú.246
− Operador La operación del sistema es realizado por el Comité de Operación
Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) es un organismo técnico,
conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión
cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional, con la finalidad
de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del
abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos
energéticos.
247
3.5.4 Venezuela
− Características Generales El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) lo conforman 18
empresas eléctricas públicas y privadas. Las empresas públicas son Compañía Anónima de
Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) con cinco empresas filiales (Eleoriente,
Elecentro, Eleoccidente, CADELA y SEMDA), Empresa de Electrificación del Caroní
(EDELCA), Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), ENELCO y ENELBAR. Las
empresas privadas son la Electricidad de Caracas con sus empresas filiales ELEBOL,
CALIFE, ELEVAL y SENECA.
Las empresas CADAFE, EDELCA, Empresa Electricidad de Caracas (EDC) y ENELVEN,
firmantes del Contrato de Interconexión con el Operador del Sistema (OPSIS) producen el
95,4% de la energía eléctrica que se consume en el país y éstas a su vez representan en
OPSIS el valor total de las empresas eléctricas antes citadas. El porcentaje restante
proviene del Sector Autoabastecido (Petróleos de Venezuela, productores independientes e
246 ISA PERÚ. Perú. http://www.isa.com.co/
247 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. Op.Cit, http://www.coes.org.pe
156
industrias con generación propia).248
GENERACION
63%23%
14%
Hidraulica
Vapor
Gas
En la figura 47 se observa los diferentes fuentes de
producción.
Figura 47. Características de la producción en Venezuela249
En lo que respecta a la Red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional, la integran
líneas con niveles de tensión a 765 kV, 400 kV y 230 kV, cuyas longitudes alcanzan los
2083 km, 4154 km y 5574 km respectivamente.
La capacidad total de la generación en el 2003, fue de 19521 MW.
250
248 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Informe anual 2002. Caracas. Venezuela. Marzo de 2003.
Ver figura 48.
249 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. http://www. opsis.org.ve/
250 Ibid, http://www.opsis.org.ve/
157
Figura 48. Sistema de transmisión de Venezuela251
251 Ibid,
La coordinación de la operación se ejecuta a través del Despacho Central de Carga de
OPSIS, bajo los esquemas de seguridad y continuidad en el suministro de la demanda y la
energía requerida, además de propiciar el despacho económico de los recursos de
generación que optimizan el uso de la energía hidráulica a través de las redes de
transmisión.
El Consumo fue de 91.018 GWh para el 2003, la demanda máxima fue de 12961 MW el 14
de diciembre. A continuación la figura 49 muestra los datos de consumo:
http://www.opsis.org.ve/
158
DEMANDA
15%
24%
45%
16%Comercial
Residencial
Industrial
Otros
Figura 49. Características del consumo en Venezuela252
− Evolución A finales del siglo XIX se inició en las ciudades de Caracas y Maracaibo el
suministro de energía eléctrica. En 1888, se crea la empresa ENELVEN y en 1895 la EDC.
En el año 1945, el Gobierno Nacional inicia el proceso para la electrificación y suministro
de energía eléctrica a nivel nacional a través de la Corporación Venezolana de Fomento
(CVF). Desde esta fecha se crearon quince empresas gubernamentales, las cuales dieron
origen en 1958 a CADAFE. Posteriormente, en 1963, se crea la EDELCA, con la
responsabilidad de desarrollar el potencial hidroeléctrico del río Caroní.
En 1968 se firmó un primer contrato de interconexión entre las empresas CADAFE,
EDELCA y EDC, dando origen a la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados
(OPSIS) como una organización para la coordinación de la operación y apoyo a la
planificación de los sistemas eléctricos del país. En 1988 se firmó un nuevo contrato de
interconexión incorporando a la empresa ENELVEN y asignándole a OPSIS nuevas
252 Ibid, http://www.opsis.org.ve/
159
responsabilidades en la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional
(SIN).253
En el diseño de una nueva Ley del Servicio Eléctrico, se establecieron las disposiciones que
rigen el servicio eléctrico en el territorio nacional, el cual no había contado con una
normativa legal integral que ordenara clara y metódicamente las disposiciones generales
aplicables a esta materia.
El Sector Eléctrico Venezolano esta estructurado en forma mixta, integrado por empresas
públicas y privadas, en los dos ámbitos las directrices de la política son dictados por el
Ministerio de Energía y Minas, órgano supremo en materia de energía a nivel nacional.
Las posibilidades de crecimiento y expansión del sector se apoyaron fundamentalmente en
las fuertes inversiones públicas. Ello fue posible gracias al desarrollo de la industria
petrolera. El Estado, al disponer de cuantiosos recursos, pudo emprender la explotación del
gigantesco potencial hidroeléctrico del río Caroní, así como también de otros potenciales
menores en la Región Occidental. Paralelamente pudo capitalizar también parte de la renta
petrolera en generación térmica, la construcción de las líneas de transmisión de 760 kV, y
una red de distribución de miles de kilómetros.
254
En 1999 se publicó el Decreto N° 319
255
253 Ibid,
, el cual establece la creación del Centro Nacional
de Gestión del Sistema Eléctrico (CNG), empresa propiedad del gobierno, la cual estará
supervisada por el Ministerio de Energía y Minas y fiscalizada por la Comisión Nacional de
Energía Eléctrica (CNEE), a efecto de establecer su adhesión a esta Ley y a las Normas de
Operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
http://www.opsis.org.ve/
254 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. http://www. mem.gov.ve/
255 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley del Servicio Eléctrico. Decreto Nº 319. Septiembre 17 de 1999. Venezuela. http://www.mem.gov.ve/
160
En el 2001 se publicó la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, en la que se extienden los
plazos establecidos para la creación de la CNEE, el CNG y para que las empresas que
realicen de manera integrada algunas de las actividades de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica, hasta el mes de enero de 2003.256
− Reestructuración La creciente demanda exige volúmenes igualmente crecientes de
inversión, cerca de 7.000 millones de dólares americanos,
257 tales inversiones deben
comenzar en este año. Sin embargo, la situación del país confronta un doble problema: la
caída de la inversión pública, la cual arrastra un proceso de deterioro en todo el sector, y la
ausencia de un instrumento que sirva ya no solo para regular las distintas relaciones
jurídicas que emergen de esta actividad, sino también como instrumento de política
económica y social en manos del Estado.258
Por otro lado, la planificación del sector ha obedecido al entendimiento entre las
principales empresas eléctricas. El Estado Venezolano, ha realizado algunos intentos de
coordinación para elaborar un plan eléctrico nacional, hasta que ha emprendido el diseño de
un Plan Energético Nacional como parte fundamental del Plan Económico del Estado.
259
256 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www.mem.gov.ve/
257 XXXIII DE LA MESA REDONDA DE CÁMARA VENEZOLANA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA (CAVEINEL). Barquisimeto. Venezuela. 2002. http://www.caveinel.org.ve/docs/mesa/AngelNegrin.pdf
258 XXXVIII REUNIÓN DE ALTOS EJECUTIVOS DE EMPRESAS Y ORGANISMOS DE LA CIER. Presente y perspectivas del sector eléctrico suramericano. Precios y Tarifas en Venezuela. http://www. cier.org.uy/(pub)/rev/boletincier.pdf
259 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. http://www. mem.gov.ve/
161
Adicionalmente, también se tiene un alto nivel de pérdidas del orden del 17%260
− Operador El CNG del Sistema Eléctrico, va a ser una empresa de propiedad pública
e
ineficiencia en la gestión de gran parte de las empresas eléctricas.
261.
La Ley establece que la gestión del sistema eléctrico nacional deberá realizarse de manera
centralizada, a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de producción y
transporte de energía eléctrica, así como también un suministro de electricidad confiable,
económico, seguro y de la mejor calidad posible. Existe consenso a nivel del Ejecutivo
Nacional y del sector eléctrico, para que el CNG se constituya a partir de los actuales
recursos que dispone el operador del sistema actual OPSIS, ampliando las funciones que
desarrolla, con un mayor alcance operativo y una mayor cantidad de relaciones con los
agentes del sector eléctrico.262
La apertura del mercado mayorista de electricidad deberá realizarse antes de tres años a
partir de la publicación de la Ley Orgánica
263, Cabe anotar que la puesta en funcionamiento
del mercado tiene un retrazo de 8 años debido a los problemas políticos internos de
Venezuela.264
En la figura 50 se observa la estructura del operador del mercado.
260 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Informe anual 2002. Caracas. Venezuela. Marzo de 2003.
261 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www. mem.gov.ve/
262 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. Op.Cit., http://www.opsis.org.ve/
263 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley Orgánica de Servicios Públicos. Diciembre 31 de 2001. http://www. soberania.info/ Documentos/ Ley_servicio_electrico.htm
264 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www.mem.gov.ve/
162
Equipo
Gerencia
General
Gerencia de Operación
Estudios dePlanificación
Estudios dedemanda
Estadísticas y facturación
Departamento deDespacho de
Carga
EstudiosOperacionales
Programación
Mantenimiento
Gerencia dePlanificación
Administración
Archivo yCorrespondencia
DepartamentoDe Sistemas
DepartamentoAdministrativo
Figura 50. Estructura del operador del mercado en Venezuela265
3.5.5 Bolivia
− Características Generales El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está integrado por
Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan
operaciones de compra - venta y transporte de electricidad en el Sistema de Interconexión
Nacional (SIN). El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es la entidad
265 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. Op.Cit., http://www.opsis.org.ve/
163
responsable de la coordinación de la generación, transmisión y despacho de carga a costo
mínimo y de la administración del MEM.266
La capacidad de generación en las diferentes centrales que operan en el mercado, a fines
del año 2003, era de 988.89 MW, de los cuales 354.7 MW corresponden a plantas
hidroeléctricas y 634.19 MW a plantas termoeléctricas (turbinas a gas en ciclo abierto). La
producción bruta de energía en las centrales que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista
Boliviano (MEM) fue de 3529.1 GWh. El año 2003 la producción hidroeléctrica participó
con el 59.3% del total y la producción termoeléctrica con el 40.7%.
El Sistema Troncal de Interconexión (STI) es la parte del SIN que consiste de líneas de alta
tensión en 230 kV, 115 kV, 69 kV y subestaciones asociadas, donde los Agentes del MEM
compran y venden energía eléctrica.267Ver figura 51.
Figura 51. Características del Sistema Troncal de Interconexión268
266 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ( MEM). Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/mem.html
267 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/
164
En la figura 52 se observa las características de la generación hidráulica y térmica.
GENERACION
38%
62%
Hidraulica
Termica
Figura 52. Características de la generación en Bolivia269
− Evolución Antes de la reforma del sector eléctrico, llevada a cabo el año 1995, el
suministro de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) no era la mas optima,
sin embargo existían algunas dificultades, tales como un sistema regulatorio débil, escasos
incentivos a mejorar la eficiencia; existencia de subsidios cruzados que distorsionaban las
tarifas, carencia de señales para atraer la inversión privada, baja probabilidad de atender el
crecimiento de la demanda y baja cobertura del servicio eléctrico, en especial en el área
rural.
El consumo de energía eléctrica en el MEM en el año 2003 fue de 3607.7 GWh. La
máxima potencia demanda para el mismo periodo fue de 674.2 MW.
268 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/ mem.html
269 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/mem.html
165
La reestructuración del sector eléctrico buscaba atraer la inversión privada, mejorar la
eficiencia del sector a través de la competencia, traer mayores beneficios para los usuarios
y mejorar la normativa.
El Programa de Reforma del Sector Eléctrico Boliviano comenzó su ejecución en Bolivia
en marzo de 1994 con el apoyo financiero de los gobiernos de Holanda, Japón y un crédito
de la Asociación Internacional de Fomento (AIF)270. Constaba de cuatro fases, de las cuales
las dos primeras fueron ejecutadas por un grupo de técnicos del ex Ministerio de Energía e
Hidrocarburos, de la ex Dirección Nacional de Electricidad y las principales empresas
eléctricas del país, y las dos siguientes por consultores bolivianos y extranjeros, expertos en
regulación del sector.271
Se obtuvieron los siguientes resultados: la promulgación de la Ley de Electricidad y sus
reglamentos
272, la capitalización de la Empresa Nacional de Electricidad S.A., privatización
del transportador y de las empresas estatales, el establecimiento de la Superintendencia de
Electricidad y del CNDC, el fortalecimiento del marco legal vigente y la culminación de
los procesos de adecuación a la Ley de Electricidad de las empresas y cooperativas
eléctricas.273
− Reestructuración La reforma del Sector Eléctrico Boliviano, que culminó con la
aprobación y vigencia de la Ley de Electricidad de 1994. La Ley de Electricidad plantea
que el ejercicio de las actividades de la industria eléctrica boliviana y su desarrollo deberán
270 BANCO MUNDIAL. Asociación Internacional de Fomento ( AIF ). http://www.bancomundial.org.bo/
271 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ( MEM). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/mem.html
272 GOBIERNO DE BOLIVIA. Ley de Electricidad, Ley 1604. Diciembre 21 de 1994. Bolivia. http://www. bolpress.com/BD/bol/marco/ ley_de_electricidad.htm
273 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/
166
realizarse a través de la iniciativa privada. El Estado asumió la responsabilidad de formular
políticas y aprobar normas.
Se creó la Superintendencia de Electricidad como el órgano regulador de la industria
eléctrica, con jurisdicción nacional y autonomía de gestión. Establece la división de
actividades de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución para el SIN y
como consecuencia las empresas eléctricas desagregaron sus actividades para estar
dedicadas a una sola de éstas. Introdujo además limitaciones al derecho de propiedad para
los accionistas o socios en cada una de estas actividades.274
La Ley creó el CCNDC, como el administrador del MEM, introdujo el concepto de Consumidor
No Regulado, delimita el SIN y estableció una nueva metodología y procedimiento para la
fijación de precios y tarifas, basada en la eficiencia económica y la transparencia como rasgos
fundamentales.
275
La Ley de Electricidad y sus reglamentos introdujeron normas de calidad para cada una de las
actividades del sector eléctrico, siendo la más destacada la de distribución. Los parámetros de
control de calidad de este servicio público son: la calidad del producto técnico, la calidad del
servicio técnico y la calidad del servicio comercial.
El MEM formó parte del nuevo esquema vigente para el sector eléctrico Boliviano. Este sector se
compone de un mercado de contratos donde las transacciones se pactan libremente en cuanto a
duración, condiciones y precios, y un mercado spot, donde las transacciones se realizan sobre la
base de precios que se definen cada hora.
276
274 SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD. Bolivia. http://www.superele.gov.bo/
275 GOBIERNO DE BOLIVIA. Ley de Electricidad, Ley 1604.. Bolivia. Op.Cit., http://www.bolpress.com/ BD/bol/marco /ley_de_electricidad.htm
276 SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD. Bolivia. Op.Cit., http://www.superele.gov.bo/
167
− Operador El CNDC es la entidad responsable de la coordinación de la generación,
transmisión y despacho de carga a costo mínimo y de la administración del Mercado
Eléctrico Mayorista Boliviano. El CNDC es también el encargada de correr los programas
de optimización para el despacho económico de las centrales de generación, velar por la
seguridad eléctrica del SIN y hacer cumplir las normas y reglamentos de la operación del
SIN Es una persona jurídica pública no estatal (no integra la administración centralizada ni
descentralizada del Estado), sin fines de lucro.277
Como parte de la responsabilidad de coordinar la Generación, Transmisión y Despacho de
Carga a costo mínimo en el SIN se establecieron las siguientes funciones básicas:
− Planificar la operación Integrada del SIN, con el objetivo de satisfacer la demanda
mediante una operación segura, confiable y de costo mínimo.
− Realizar el despacho de Carga en tiempo real a mínimo costo.
− Determinar la potencia efectiva de las unidades generadoras del sistema
Interconectado Nacional.
− Calcular los precios de Nodo del SIN.
− Establecer el balance valorado del movimiento de electricidad que resulte de la
operación integrada de acuerdo a reglamento.
. En los primeros años de funcionamiento, las actividades del CNDC estuvieron orientadas
a establecer las bases para la operación del MEM y a la solución de problemas
coyunturales, emergentes del proceso de cambio de las reglas del sector eléctrico. En una
segunda etapa, el CNDC resolvió problemas relativos a la operación y expansión del
sistema.
277 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/ cndc/
168
La Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de Carga tiene carácter ejecutivo,
realiza sus funciones de despacho de carga y administración del Mercado Eléctrico
Mayorista cumpliendo las decisiones del Comité y las que le asigna la Ley de Electricidad,
sus Reglamentos y el Estatuto.
La estructura orgánica de la Unidad Operativa (Ver figura 53) consta de una Gerencia, los
Departamentos de Programación, Despacho de Carga, Análisis de Sistemas de Potencia y
Postdespacho, además de una Unidad Administrativa y una unidad de asesoria legal. En los
6 años de operación, el número de empleados se ha mantenido constante en 27.278
Despacho de Carga
Análisis de Sistemas de
PotenciaProgramación Postdespacho
Gerencia
General
ASESOR LEGALADMINISTRACION
Figura 53. Estructura de la unidad operativa del operador del mercado279
Anualmente, el Comité aprueba un presupuesto de gastos que no puede exceder al dos por
ciento (2%) del monto resultante de valorizar la Potencia Firme y la energía neta total
inyectada por los Generadores, por sus respectivos precios básicos. De existir montos no
utilizados en una gestión, éstos son considerados en la siguiente gestión. El cargo mensual
278 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/
279 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/
169
por costos del CNDC, se distribuye entre los Agentes en proporción a las transacciones
económicas del respectivo mes. 280
280 UNIDAD OPERATIVA DEL COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA. Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/swf/cndc/ org/uo.html
4. PRIMER ENFOQUE ESTRATEGICO DE LA INTEGRACIÓN DE
MERCADOS
Se ha efectuado en el seno del seminario de investigación de Transmisión y Distribución de
Energía Eléctrica una primera aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos
y estratégicos, que haga realidad la integración con un enfoque adecuado, a pesar de la
heterogeneidad de todo tipo que presentan los mercados de Centro y Sur América.
Una reflexión de los elementos que componen la investigación como son: las raíces
primarias y secundarias de la integración eléctrica, elementos primarios y secundarios del
problema y perceptores primarios y secundarios del problema. Estos elementos permiten
identificar la definición del problema.
Las raíces primarias conforman el campo fundamental para la definición del problema,
están determinadas por:
− Diferencia de regulaciones entre los países que conforman SIEPAC y la CAN
− Visión de la empresa ISA
− Experiencias internacionales de integración eléctrica
− Línea de interconexión eléctrica entre Colombia – Panamá
Las raíces secundarias conforman las áreas de incidencia para la definición del problema,
están determinadas por:
− Diferencia de estacionalidad entre los países
174
− Disminución de costos al maximizar uso de los recursos
− Necesidad de acople de los mercados
− Sumatoria de sinergia de actores participantes
− Voluntad política de los países
Los elementos primarios conforman las variables básicas de la definición del problema,
son:
− Los mercados regionales de energía
− Países participantes del mercado regional
− Entes reguladores del sector eléctrico
− Empresas del sector eléctrico
Los elementos secundarios conforman los procesos, algoritmos de la definición del
problema, son:
− Diferencia de estacionalidad entre los países
− Empresas generadoras de energía eléctrica
− Empresas de transmisión eléctrica
− Empresas de distribución eléctrica
− Empresas comercializadoras de energía
− Disminución de costos
175
Los perceptores primarios son las áreas que perciben de manera directa de la definición
del problema, son:
− Región de la integración eléctrica
− Países participantes de la integración eléctrica
− Mercados de energía eléctrica
Los perceptores secundarios son quienes perciben de manera indirecta la definición del
problema, son:
− Economía de cada país
− Empresas de energía
− Usuarios finales
La figura 54 muestra la interacción de los diferentes elementos para llegar a la definición
del problema.
El aporte de este trabajo de grado parte de una matriz de comparación de los países que
conforman estos mercados, la cual permite hacerse una idea del estado de evolución de los
mercados eléctricos de cada país. Además, establece las bases para la realización de un
trabajo de maestría en el cual se explorará la solución del planteamiento del problema en
uno o más tópicos o aspectos que lo conforma.
176
5. BASE METODOLÓGICA PARA LA INTEGRACIÓN: MATRIZ COMPARATIVA DE LOS ELEMENTOS DEL MERCADO DE LOS PAÍSES QUE CONFORMAN EL SIEPAC Y CAN
Para cada país se relacionan los aspectos normativos con la expansión, operación,
comercialización y tarifación. También se describen los marcos legales desarrollados en
cada país y los tipos de transacciones internacionales. El análisis incluye un marco
conceptual que permite identificar los principales elementos a considerar y una
presentación detallada en forma de cuadros que facilitan la comparación de las soluciones
adoptadas en cada país.
Podemos decir que los objetivos han sido comunes en la concepción de los distintos marcos
regulatorios, aún cuando las soluciones adoptadas no son idénticas. En esta parte del
proyecto se intenta:
− Mostrar las soluciones adoptadas en cada país y que han sido concebidas como parte del
proceso de modernización del sector.
− Organizar información de manera estructurada a fin de permitir comparaciones fáciles
al lector.
El análisis se limita a considerar los marcos legales específicos del sector eléctrico. En
consecuencia, no se incluyen normativas de alcance más general y que inciden en el sector.
Además se ha evitado establecer juicios de valor sobre las bondades relativas de los marcos
presentados. Si bien es posible esperar que los cambios más recientes y las experiencias
desarrolladas con anterioridad, no es menos cierto que cada marco debe presentar
adaptaciones debidas a características propias de los sistemas en cada país, como es el caso
la composición del parque generador, concentración de la propiedad, topología, etc.
178
Los datos obtenidos están descritos en dos cuadros.
El primer cuadro, se muestra la matriz comparativa de los países participantes de la CAN
(Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, y Venezuela). Ver el Cuadro 3.
En el segundo cuadro, se muestra la matriz comparativa de los países participantes del
SIEPAC (Panamá, Costa Rica, Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala). Ver el
Cuadro 4.
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA
Aspectos de la Industria del sector eléctrico
• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribución.
• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en Generación
• Libre acceso a la red de transmisión y distribución mediante el pago de peajes.
• Se reconoce que la transmisión y la distribución son monopolios naturales.
• El estado regula lo que no se considera competitivo
• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribucion.
• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en generación.
• Libre acceso a la red de transmisión y distribución mediante el pago de peajes.
• Se reconoce que la transmisión y la distribución son monopolios naturales.
• El estado regula lo que no se considera competitivo
• INECEL se encarga directamente de generación y transmisión
• INECEL realiza la distribución a través de empresas eléctricas vendiendo en bloque energía
• INECEL es a la vez el organismo regulador
• Se reconoce aspecto competitivo de la generación
• Distribución y transmisión monopolios naturales
• Libre acceso a las redes
• El estado regulará lo que no considere competitivo
• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribución.
• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en generación.
• Libre acceso a la red de transmisión y distribución mediante el pago de peajes.
• Se reconoce que la transmisión y la distribución son monopolios naturales.
• El estado regula lo que no se considera competitivo
• No hay Norma. Existe un grupo heterogéneo de empresas
Estilo de la Legislación Ley más o menos detallada - Reglamentos detallados
• Ley General • Normas detalladas
dictadas por resoluciones de la CREG
Ley general, se encuentran en elaboración los reglamentos respectivos
Ley detallada
No hay Ley. Reglamentación sólo en materia tarifaría
Actividades reconocidas Generación, transporte y distribución
Generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización
Generación, transmisión y distribución
Generación, transmisión y distribución
Generación y transmisión
-Ley Eléctrica - Códigos
• Ley No. 1604 del 21/dic/94 con 76
• Ley Eléctrica
• Nueva Ley Eléctrica • Ley Eléctrica • Ley Eléctrica
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN
Artículos y 6 Reglamentos:
• De Operación del Mercado Eléctrico
• De Concesiones, Licencias y Licencias Provisionales
• Uso de Bienes de dominio público y constitución de servidumbres
• De Precios y Tarifas • De Calidad de
Distribución • De Infracciones y
Sanciones
• Código de Redes que comprende aspectos de planeamiento de la expansión del SIN, Conexión, Operación y medida, Código distribución y Estatuto de Racionamiento.
• Resoluciones
dictadas por la CREG para los aspectos económicos, técnicos y operativos
• Código de Redes y
código de Operación
• Código de
planeamiento de la expansión, Conexión y Operación
• Código Operación
• • • • • Control y Vigilancia A cargo de la
Superintendencia de Electricidad según Ley de Reglamentación Sectorial (SIRESE)
Corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD.
Ministerio de minas y energía
Ministerio de minas y energía
Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC) y la CREE MEM
Planificación
La Secretaría Nacional de Energía elabora el Plan Referencial para el S.I.N.
La UPME elabora, actualiza y hace el seguimiento al plan de expansión de referencia.
CONELEC OSINERG Comité de Planificación del SIN, junto con la Oficina de Planificación del Sistema Interconectado (OPSIS)
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN
ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Política sectorial y normas
Secretaría Nacional de Energía, del Ministerio de Hacienda y Desarrollo Económico
Ministerio de Minas y Energía (MME) Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)
Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)
Ministerio de Energía y Minas (MEM)
Ministerio de Energía y Minas (MEM)
Regulación y fiscalización
Superintendencia de electricidad, de la Superintendencia General
Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)
Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)
Ministerio de Energía y Minas Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE)
Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) y Ministerio de Energía y Minas (MEM)
Coordinación de la operación
Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)
Consejo Nacional de Operación (CNO)
Consejo Nacional de Control de Energía (CENACE)
Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
OPSIS
Determinación de precios regulados
• Precios calculados por CNDC y aprobados por la Superintendencia
• Precio spot: CNDC
• Precios a consumidores regulados: CREG
• Precio spot: Bolsa de Energía
• Peajes de transporte: CREG
• Precio de generación spot: CENACE
• Peajes: CONELEC • Tarifa de
Distribución: CONELEC
• Tarifas en barra: COES y aprobados por CTE
• Precios a consumidores: CTE
• Pago por sistema secundario: Acuerdo entre partes
MEM, CREE
Generación – Transmisión - Responsable
Plan Referencial Secretaría General de Energía
Plan Indicativo Ministerio de Minas y Energía ( UPME)
Plan Indicativo Ministerio de Minas y Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)
Plan Indicativo Ministerio de Energía y Minas (Dirección General de Electricidad)
Plan Indicativo Ministerio de Energía y Minas (MEM)
Interconexiones internacionales
• Poco significativa en poblaciones fronterizas
• Tres conexiones con Venezuela, dos a 230 kV y una a 115 kV.
• Dos interconexiones con Ecuador a 230 y 138 kV
• Dos interconexiones con Colombia a 230 y 138 kV
• Una interconexión (solo esta finalizado el tramo peruano) con Ecuador a 230 kV
• Tres conexiones con Colombia, dos a 230 kV y una a 115 kV.
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN
ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Aspectos de la Operación y Despacho
• El Sistema Norte cuenta con un Despacho de Carga un tanto independiente de los Contratos del CNDC perteneciente a COBEE
• Basada en costos marginales
• Es obligatorio para todas las centrales interconectadas
• La programación de la operación y del despacho está a cargo de la unidad operativa del CNDC
• Se realiza una operación centralizada.
• Es independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía.
• Basada en costos variables o precios declarados.
• Es obligatoria para todas las centrales interconectadas
• Tiene por objeto abastecer la demanda en forma segura y al menor costo de operación.
• Operación centralizada.
• Independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía.
• Basada en despacho óptimo
• Tiene el objeto de atender la demanda en las mejores condiciones de seguridad y al mínimo costo de operación.
Se realiza una operación centralizada. Es independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía. Basada en costos variables o precios declarados. Es obligatoria para todas las centrales interconectadas Tiene por objeto abastecer la demanda en forma segura y al menor costo de operación.
La operación del sistema es coordinada por OPSIS, creada por las empresas eléctricas que conforman el SIN
Organismo
Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)
Consejo Nacional de Operación
Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)
Comité de Operación Económica del Sistema (COES)
Cada empresa es responsable de su despacho y OPSIS sólo hace la coordinación del SIN
Centros de despacho De propiedad de la empresa propietaria del sistema troncal de interconexión (ENDE)
Centro Nacional de Despacho (CND). Depende de la empresa encargada del servicio de interconexión (ISA)
Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)
En manos de la empresa de transmisión Etecen
OPSIS, empresas eléctricas
Supervisión y control CND CND y CRDs CENACE COES OPSIS Criterios de despacho de generación - Despacho óptimo para el
Criterios económicos de mercado
El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la demanda esperada con
Criterio económico. El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la
Criterio económico. El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la
Cada empresa tiene sus propios criterios. El programa horario de generación se establece
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN país los recursos de
generación disponibles más económicos ofertados por las empresas, cumpliendo las restricciones técnicas y eléctricas de las unidades generadoras, de las áreas operativas y del SIN, y la asignación de la reserva de generación. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.
demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.
demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.
de tal forma que cubra la demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.
Operación de interconexiones internacionales
Al presente a nivel de poblaciones fronterizas únicamente
Coordina el CND para el nivel de 230 kV. Para tensiones menores la operación es radial aislada.
CENACE COES OPSIS-Colombia CADAFE-Colombia
Precios regulados
• Precio Spot • Precio máximo a
consumidores regulados
• Precio máximo por uso de instalaciones de transmisión y distribución
• Precios spot Bolsa de Energía
• Cargos por transmisión
• Precio spot • Promedio de costos
marginales de corto plazo
• Pago de peajes para la utilización del sistema de transmisión
• Valor agregado de distribución para el consumidor final
• Precio Spot • Precio de generador
a distribuidor • Precio máximo a
consumidores regulados
• Cargos por uso de instalaciones de transmisión y distribución
• Precios totalmente regulados, con elevado grado de discrecionalidad, a excepción de EDELCA con sus Clientes Industriales
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN
ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Aspectos de Comercialización
• Existe competencia a nivel de generación.
• Las normas tratan de compatibilizar el incentivo del ambiente competitivo con la necesidad de tener una operación coordinada por motivos de seguridad de abastecimiento y eficiencia económica
• Operación coordinada es obligatoria excepto la aún vigente exclusividad del mercado de la Ciudad de La Paz, otorgada en la concesión a la Generadora COBEE.
• Método de inyecciones y retiros de po-tencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.
• Libertad de precio para clientes mayo-res a cierto tamaño, precio máximo para clientes regulados.
• Acceso a clientes mediante pago por
• Existe competencia a nivel de generación.
• Las normas tratan de compatibilizar el incentivo del ambiente competitivo con la necesidad de tener una operación coordinada por motivos de seguridad de abastecimiento y eficiencia económica
• Operación coordinada es obligatoria (excepto centrales de menor tamaño)
• Transacciones originadas en la optimi-zación de la operación (mercado Spot) se realizan al costo marginal de corto plazo (precio spot).
• Método de inyecciones y retiros de po-tencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.
• Libertad de precio para clientes mayores a cierto tamaño,
• Se acepta competencia en la generación
• Operación coordinada obligatoria
• Transacciones producidas por despacho óptimo se valorarán por costo marginal de corto plazo
• Precios regulados valorados como el promedio de los costos marginales de corto plazo
• Existe competencia a nivel de generación.
• Las normas tratan de compatibilizar el incentivo del ambiente competitivo con la necesidad de tener una operación coordinada por motivos de seguridad de abastecimiento y eficiencia económica
• Operación coordinada es obligatoria (excepto centrales de menor tamaño)
• Transacciones originadas en la optimización de la operación (mercado Spot) se realizan al costo marginal de corto plazo (precio spot).
• Método de inyecciones y retiros de potencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.
• Libertad de precio para clientes mayores a cierto tamaño,
Se deben mantener reservas de Áreas existentes Cada empresa utiliza un despacho óptimo individual
Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN uso de sistemas de transmisión.
• No hay restricciones a la entrada de nuevos generadores al mercado.
• Precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo
precio máximo para clientes regulados.
• Acceso a clientes mediante pago por uso de sistemas de transmisión de terceros
• No hay restricciones a la entrada de nuevos generadores al mercado.
• Precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo
precio máximo para clientes regulados.
• Acceso a clientes mediante pago por uso de sistemas de transmisión de terceros (ver transmisión).
• No hay restricciones a la entrada de nuevos generadores al mercado.
• Precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo
Limitaciones a la participación de mercado
Un generador no puede tener más del un 35% de la capacidad instalada en el SIN.
• No hay.
Ninguna persona jurídica podrá controlar más del 25% de la potencia eléctrica instalada a nivel nacional
• No hay. Se han impuesto limitaciones a los postulantes en el proceso de privatización
• No hay.
Mercado mayorista de energía
• Mercado Spot y • Mercado de
Contratos
• Mercado spot (Bolsa de Energía)
• Mercado de Contratos (en calidad de comercializado)
• Mercado Spot • Contratos libres
• Mercado Spot • Mercado de
Contratos i) Precios libres ii) Precios regulados
• Mercado Spot y • Mercado de
Contratos
Mercado spot
Participan generadores, distribuidores (hasta el 20% de la demanda) y consumidores no regulados
Participan generadores, comercializadores y distribuidores
Participan los generadores, distribuidores y grandes consumidores
• Participan generadores solamente
Se transan excedentes y déficit entre generación propia y contratos
Participan los generadores, distribuidores y grandes consumidores
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC
ITEM PANAMA COSTA RICA NICARAGUA HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA
Regulación
Ley N° 26 de 29 de enero de 1996, por la cual se crea el Ente Regulador de los Servicios Públicos. Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997, por la cual se dicta el marco regulatorio e institucional para la prestación del servicio público de electricidad Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, del 30 de diciembre de 1996 y ratificado por la Ley N° 90 de 1998. Reglamento de Operación aprobado, resolución JD – 947 de 10 de agosto de 1998
449 de 1949: Ley del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) 7200 de 1990: Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela 7593 de 1996: Ley de la Autoridad Reguladora de Los Servicios Públicos 7848 de 1998: Aprobación de Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central
Ley de la Industria Eléctrica Ley N° 272 Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica Decreto N° 42-98 Reforma a la Ley Orgánica del INE. Ley N° 271
La República de Honduras estableció las condiciones de servicio de energía eléctrica mediante las Ley Marco del Subsector Eléctrico del año 1994 y el Reglamento de la ley expedido en el año de 1998.
Ley General de Electricidad, LGE, No. 843, del 10 de octubre de 1996, mediante la cual se regular las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones, SIGET, No. 808, del 12 de septiembre de 1996, la cual establece que la SIGET es una institución autónoma de servicio público. Reglamentos de la Ley General de Electricidad y de la Ley de Creación de la SIGET; Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.
Ley General de Electricidad – Decreto 93 de 1996 Ley General de Electricidad. Acuerdo Gubernativo 256 de 1997 que tiene por objeto tratar las tarifas de distribución y peajes Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista. Acuerdo Gubernativo 299 de 1998 Normas de Coordinación Comercial y Coordinación Operativa. Normas Técnicas emitidas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica
Mercado de Contratos
Se pueden suscribir dos tipos de contrato
No dato Se pueden suscribir contratos de
Los generadores privados pueden
El Mercado de Contratos agrupa las
El Mercado prevé tres modalidades de
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC
de Potencia o de Energía De acuerdo al objeto, existen dos tipos de contrato • De suministro De reserva
compraventa de energía eléctrica con distribuidores y con grandes consumidores, así mismo vender total o parcialmente su producción en el mercado de ocasión y exportar energía eléctrica. Existen dos tipos de contratos estipulados: Contratos de Suministro y de Generación
vender a la ENEE si ésta hace un llamado a Licitación Publica y se le adjudica al privado el contrato
transacciones de compraventa bilaterales que realizan los participantes del mercado, las cuales tienen condiciones y precios pactados libremente y puede llegar a representar hasta el 85% de la demanda total.
contratos: • Contratos por
diferencias con curva de carga.
• Contrato de potencia sin energía asociada.
• Contrato de potencia con energía asociada
Predespacho Determina el costo del combustible utilizando el programa SDDP, se consideran los costos de arranque y parada. Las generaciones forzadas no forman parte del precio. Los sobrecostos atribuibles a estas causas los determina el CND (Centro Nacional de Despacho) y los paga el causante (transmisión y/o distribución). cálculo de corto plazo
El Centro de Control de Energía efectúa la asignación física de la oferta de energía eléctrica a la demanda nacional y regional, definiendo las transacciones técnico - económicas óptimas de los actores del mercado (despacho económico con criterio nacional), incorporando las limitaciones físicas del sistema de transmisión (optimización de los flujos de electricidad
El Centro Nacional de Despacho de Carga –CNDC- realiza programaciones estacionales, semanales y diarias donde se modelan los compromisos contratados como ofertas y los requerimientos de oportunidad.. La programación estacional y semanal es indicativa. En el predespacho se producen los resultados para el día siguiente con resolución horaria,
En el despacho se consideran los costos térmicos calculados por fórmulas acordadas en cada PPA, con el costo de combustible e indexación a la inflación de U.S.A. y Honduras. El proceso de cálculo busca determinar el valor del agua usando el modelo SDDP (stochastic dual dynamic programming). El despacho es de resolución horaria y tiene un horizonte
El predespacho se realiza entre las 11:00 AM y las 4:00 PM para programar la operación del día siguiente con resolución horaria y con el objeto de cubrir la demanda a mínimo costo, El predespacho obtiene como resultados para cada período horario: el cubrimiento de la demanda prevista, los programas de racionamiento, las transacciones bilaterales, la
Semanalmente el AMM programa la operación óptima para la semana siguiente (de domingo a sábado). Este despacho está basado en los costos variables de las unidades generadoras térmicas o el precio de energía de los contratos a término (contratos de potencia con energía contratada) y el valor del agua de las centrales hidroeléctricas con embalse.
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC
semanalmentecon horizonte de 168 horas (7 días). Todos los jueves a las 22 horas se hace el cierre de información de entrada y el viernes se emite el resultado final del predespacho
y operación de la red nacional).
indicando las ofertas de demanda flexible, ofertas de otros países, de autogeneradores y cogeneradores, precios horarios de energía previstos en el Mercado de Ocasión, ofertas de excedentes de potencia en el Mercado de Ocasión, ofertas de reserva fría y la asignación de servicios auxiliares
mensual. generación obligada, previsiones de congestión y el precio exante previsto del mercado regulador del sistema.
A nivel diario se prepara el despacho para el día siguiente, el cual tiene como objetivo minimizar el costo de operación a nivel horario considerando pérdidas, restricciones y las modificaciones en los aportes de agua. Está disponible a todos los agentes a las 16 horas del día anterior a la operación.
Redespacho son diarios y se ejecutan hasta completar el horizonte semanal
No dato En caso de presentarse desvíos significativos al predespacho en el seguimiento de tiempo real, el CNDC debe ajustar los valores previstos para el resto del día y realizar un nuevo despacho, denominado redespacho.
Los redespachos se realizan por falla de unidades, interrupción de programas de compras al exterior, de acuerdo con los costos de las unidades y tomando en cuenta las limitaciones técnicas de las mismas.
Ante situaciones excepcionales que puedan alterar el orden de aceptación de las ofertas, ante requerimientos operativos de calidad y seguridad, restricciones operativas o condiciones de emergencia o alerta. La UT procederá a hacer un redespacho para los períodos restante del día.
Están contemplados los redespachos por cambios significativos entre las previsiones del despacho y las condiciones reales. (Cambios en la demanda de ±5%, salida de unidades que afecten el margen de reserva, sobrecargas en la red de transmisión y posibilidad de vertimientos).
Posdespacho Se realiza a las 15 horas del día siguiente a la operación y el análisis comercial se
No dato El CNDC envía a los agentes los resultados comerciales de la operación indicando:
No dato Al finalizar cada día la UT determina los resultados indicativas del mercado utilizando medidas
Arroja a las 16 horas del día siguiente a la operación, el Precio de Oportunidad horario de la energía,
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC
realiza hasta las 18 horas incluyendo los cambios diarios La importación participa en la formación del precio de la energía en el Mercado Ocasional como una generación adicional en la interconexión internacional.
Valores preliminares de precios horarios de energía en el Mercado de Ocasión, generación marginal, estimación de las transacciones de energía y potencia en el Mercado de Ocasión, precio diario de la potencia en el Mercado de Ocasión.
de los valores de demanda, disponibilidad y restricciones de la operación real y el precio de la energía para dicho día. La liquidación definitiva la realizan con las lecturas de contadores y para las transacciones del mercado de oportunidad.
el costo de los Servicios Complementarios y la asignación a los participantes del Mercado Mayorista. El costo total de operación es la suma de los costos variables, costos de energía no suministrada y sobrecostos por compra mínima obligada en los contratos existentes.
Transacciones Internacionales
El precio nacional sólo es afectado por la importación. Hay dos precios, uno nacional (sin importaciones) y uno regional (con importaciones). El generador o vendedor internacional se remunera a su precio de oferta (no el de bolsa).
El precio de las transacciones internacionales es el costo de oportunidad que el ICE determine.
Las exportaciones realizadas mediante contratos serán consideradas como demanda en la frontera y las importaciones por contratos se considerarán como una generación en frontera, por tanto modifican los precios del mercado.
No dato No dato Las transacciones internacionales se incluyen en el proceso de despacho así: • Las ofertas de
importación entran como unidades generadoras y están sujetas al despacho con su precio de oferta.
La demanda de exportación se agrega a la demanda nacional. Es abastecida por despacho y el precio es único.
Mercado Mayorista esquema de mercado mayorista
Sin Mercado (Centralizado)
Esquema de Mercado Mayorista
Sin Mercado (Centralizado)
Esquema de Mercado Mayorista
Esquema de Mercado Mayorista
Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC
Esquema de Mercado Mayorista
Ente Regulador de Los Servicios Públicos (ARESEP)
Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARSP)
Instituto Nicaragüense de Energía (INE)
Comisión Nacional de Energía (CNE)
Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET)
Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)
Operador del Sistema Centro Nacional de Despacho (CND)
Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)
Centro Nacional de Despacho de Cargas (CNDC)
Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE)
Unidad de Transacciones (UT)
Administrador Mercado Mayorista (AMM)
Mercado de Oportunidad
Mercado Ocasional
No dato Mercado de Ocasión No dato Mercado Regulador del Sistema
Mercado Spot
Precio o Costos Costos Variables No dato Costos Variables ó Precios de contratos PPA´s
No dato Precios Costos Variables ó Precios de contratos
Criterios de Despacho
Minimizar costo de Operación
No dato Minimizar costo de Operación
No dato Minimizar desviaciones de los contratos
Minimizar costo de Operación
Precios nodales Uninodal
No dato Uninodal
No dato Multinodal (Áreas de congestión)
Uninodal
Precio de mercado de corto plazo
Ex post
No dato Ex post
No dato Ex post
Ex post
Programación de la Operación
Estacional, semanal y diaria
No dato Estacional, semanal y diaria
No dato Diaria
Estacional, semanal y diaria
Productos y Servicios intercambiados en cada mercado
• Potencia • Energía • Servicios
Transmisión • Servicios
Auxiliares • Servicios de
Operación y Administración
Servicios comprador principal.(Finaliza en 2002)
No existe mercado. ICE es empresa pública integrada verticalmente
• Energía • Potencia • Servicio de
Transmisión • Servicios
Auxiliares Servicios de Operación, Despacho y Administración del mercado
No existe mercado. ENEE es empresa pública integrada verticalmente
Energía Servicios de Transporte y Distribución Servicios Complementarios
Potencia Energía Servicios de Transporte Servicios Complementarios
6. CONCLUSIONES
Todas las siguientes conclusiones corresponden a la definición del problema y a la primera
solución de este trabajo, los cuales están plasmados en los capítulos anteriores de la
maestría.
6.1 GENERALES
Si la integración produce beneficios netos, su realización es conveniente. Si de manera
concurrentemente sus impactos distributivos son perjudiciales, la integración mantiene su
bondad pero la que resulta inadecuada es su regulación. En este último caso, la
importancia de una diferenciación conceptual clara es que los esfuerzos de los sectores
afectados converjan en la necesidad de una modificación regulatoria y no en la oposición
a los procesos de integración.
Como se ha demostrado a nivel mundial con las integraciones regionales vigentes (Norte
América, Países Nórdicos, Comunidad Económica Europea), aunque reporten beneficios
globales, la reasignación de ingresos proveniente de la misma no necesariamente favorece
a todos los actores, pudiendo perjudicar a algunos o generar desarrollos débilmente
sustentables. Esta oposición entre beneficios globales y algunos ingresos sectoriales
puede originar resistencias en los actores, la comunidad y/o gobiernos, promoviendo
barreras a las integraciones.
Las experiencias recogidas evidencian que las integraciones que producen beneficios
globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores o países, lo que señala la
conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de los beneficios. En
caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al proceso de
192
integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución irracional de los
mismos.
En los casos en los que la libre disponibilidad del recurso y el libre acceso a los
mercados dan preferencia a los operadores privados en las decisiones sobre recursos
energéticos no renovables, probablemente sea conveniente que las políticas oficiales
regulen los volúmenes de reservas y niveles de producción asignables a la exportación,
así como la asignación de costos internos de transporte a la exportación y el consumo
doméstico.
Es importante diseñar políticas nacionales, mecanismos de mercado y medidas gu-
bernamentales que alienten iniciativas de los operadores privados en favor de proyectos
de integración energética, y atiendan a principios de equidad en la distribución de los
costos, esto puede inducir la creación de barreras a la integración por parte de los actores
privados. Estas resistencias pueden manifestarse pasiva o activamente. En el primer caso
significa la falta de iniciativa privada respecto a la integración, en el mercado en los que
esta iniciativa es crecientemente priorizada. En el segundo, una oposición activa por los
canales disponibles, destinada a desalentar actividades que les acarrean perjuicios. En el
conjunto de actores cabe señalar principalmente los generadores y los transportadores,
ya que los distribuidores prácticamente no son afectados.
Los consumidores también pueden recibir impactos importantes y pueden desarrollar
presiones contrarias a la integración. Adicionalmente, las autoridades públicas no
pueden desconocer impactos que afectan sectores importantes de la comunidad y, en
cierta medida, el desarrollo estratégico del país.
Para evitar la conformación de situaciones de dominio del mercado que puedan atentar
contra la libre competencia o contra la posibilidad de realización de transacciones
internacionales, o que puedan infringir restricciones de integración de actividades, los
entes reguladores de los mercados regionales deben intercambiar regularmente
información que permita la igualdad de condiciones.
193
La integración de mercados es un factor vital y permite que exista mayor dinámica de las
economías de los países de Centro y Sur América.
Los beneficios de la Integración superan ampliamente los costos de inversión en transporte
requerido, tanto si se evalúan los ahorros operativos, como si se considera el precio de la
energía obtenido en un ambiente de mercado.
Es posible desarrollar una institucionalidad regional (SIEPAC – CAN) que permita la
convergencia regulatoria y facilite la captación de los beneficios de la integración, así como
el fortalecimiento de los mercados nacionales.
En el corto plazo es posible lograr incrementar los beneficios de las interconexiones
existentes o previstas eliminando algunas barreras actuales a las transacciones de energía
ocasionales (intercambio de oportunidad) y de largo plazo (intercambios firmes).
Se considera que las barreras tecnológicas y económicas son las más fáciles de vencer, en
cuanto a las legales, estas deben ser tratadas adecuadamente, para lo cual se debe trabajar
en ese sentido con base en acercamientos entre los actores de los mercados.
Entre las características más importantes de un determinado proyecto de interconexión está
el que sea calificado como “Financieramente Viable” vinculado a la capacidad de pago.
Esto conduce a determinar que el éxito de un cierre financiero en la calificación de un
proyecto de interconexión deberá contar con el compromiso de las comercializadoras y/o
distribuidoras de la energía frente a la operación y explotación de la energía que transfiere.
6.2 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES
La CAN como mercado solo posee una sola integración, la cual es de carácter binacional
(Colombia-Ecuador). Con la entrada en funcionamiento de la interconexión eléctrica
Ecuador - Perú a 230 kV permitirá dinamizar el mercado regional y darle a este un
carácter de permanente.
194
Se necesita de una verdadera voluntad política por parte de los gobiernos de Venezuela y
Bolivia para lograr una verdadera integración regional de los países que conforman la
CAN y lograr que los establezcan en una posición privilegiada como el mercado del
SIEPAC.
Se debería establecer por un despacho integrado de todos los recursos y de liquidación
uniforme de las transacciones comerciales, pero esto sólo es viable una vez que se
produzca la integración de los mercados. La regulación en la CAN debe orientarse, por lo
tanto, en permitir y facilitar transacciones de ambos tipos (a término y spot) entre los
diferentes países, para que se puedan obtener los beneficios esperados del intercambio
internacional de electricidad.
Se deben adoptar las reglas uniformes que permitan la implementación de las
transacciones spot internacionales, mediante la coordinación de los despachos entre los
diferentes operadores de los países y el manejo de la asignación de la capacidad de las
interconexiones para este tipo de transacción.
En tanto los sistemas de administración y operación de los mercados se basen en
despachos económicos centralizados, las transacciones de importación y exportación a
través de contratos a término son instrumentos financieros que no garantizan el
suministro físico, por lo que no deberían considerarse para la asignación y pago del cargo
por capacidad, respectivamente. En concordancia con el objetivo de la integración de los
mercados, sería conveniente unificar el mecanismo de cálculo y asignación del cargo por
capacidad, para los enlaces internaciones, la asignación y pago del cargo por capacidad
debe hacerse de acuerdo con los flujos físicos.
La existencia de procedimientos de mediación y arbitraje claros y de mecanismos de
resolución de conflictos, disminuye el riesgo de las contrataciones internacionales y
facilita su realización, especialmente por parte de agentes privados.
El Acuerdo para la Interconexión de Sistemas Eléctricos y el Intercambio Regional de
Electricidad sea circunscrito dentro del Acuerdo de la Comunidad Andina, con el fin de
195
que pueda tener fuerza jurídica y para que los conflictos derivados de la interconexión de
los sistemas eléctricos y de las transacciones internacionales estén bajo la jurisdicción del
Tribunal de la Comunidad Andina.
Para lograr el cumplimiento coordinado del Acuerdo por todos los países suscriptores,
resulta más expedito y con mayor respaldo jurídico internacional, realizarlo como una
Decisión de una Comisión Ampliada de la Comunidad Andina, para lo cual se requiere
incluir a Bolivia en el proceso.
La autosuficiencia eléctrica como región estaría asegurada si se aprovechan las grandes
fuentes energéticas existentes, lo cual liberaría recursos para otras actividades (como
ampliar cobertura). Los países miembros de la CAN cuentan con alto potencial
hidroeléctrico debido a su topografía.
Los países miembros están interesados en la integración pero sus acciones no se condicen
con este comportamiento, ya que todos los países están expandiendo la actividad de
generación con la construcción de nuevas plantas, en función de los planes de expansión
del sector energético de cada uno de ellos que más bien suponen la utilización exclusiva de
los recursos naturales internos para satisfacer sus respectivas demandas. Además, en
muchas legislaciones la comercialización de energía eléctrica dentro de la CAN es para los
excesos de oferta existentes en cada país, luego de cubrir la demanda interna.
La integración física de la red y la estandarización técnica (que pasa por los niveles de
tensión de la red de transmisión) es la menor de las barreras a superar, la dificultad mayor
está en superar las barreras legales lo cual implica cambiar estructuras organizacionales ya
establecidas en cada país (y, por lo tanto, enfrentamiento con grupos de interés) y la
historia siempre ha mostrado a estos cambios como procesos muy largos en términos
temporales y muchas veces bastante violentos.
Las barreras a la integración eléctrica son superables en términos técnicos; sin embargo, en
términos legales las barreras resultan ser bastante difíciles de cambiar ya que se trata de
cambiar formas organizacionales establecidas, esto se ve claramente en la normatividad de
196
regulación en cada país. Si sucede tal cambio, no existe impedimento alguno a la
integración dado que las condiciones materiales están bastante definidas y claras. Por lo
tanto, lo más probable es que la integración eléctrica plena sea realidad en un período
bastante largo de tiempo.
El impulso de la integración eléctrica, ya está dado por una empresa estatal que tiene como
objetivo la integración eléctrica entre América del Sur y el Caribe. Las interconexiones
eléctricas operativas en la CAN como son Cuestecitas – Cuatricentenario 150 MW y San
Mateo - Corozo 85 MW (Colombia - Venezuela), Jamondino - Pomasqui 250 MW e Ipiales
– Tulcán 35 MW (Colombia - Ecuador); en el 2005, Zorritos - San Idelfonso 250 MW
(Perú - Ecuador) y en el 2007, Colombia – Panamá 300 MW. Todas ellas con participación
de ISA, permitirán flujos más grandes de energía ya que se trata de redes con capacidad de
trasmitir grandes potencias. La interconexión entre estos cuatro países es prácticamente una
realidad, pero es necesario superar, sobretodo, las barreras legales que implican cambios de
formas organizacionales propias de cada país.
6.3 PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL
El SIEPAC es un mercado en proceso de maduración, mucho más avanzado que la CAN,
lo cual exige que se haga un estudio mas a fondo de una metodología que permita la
transacción de energía entre los dos mercados regionales, dicha mitología se debe
explorar basándose en las experiencias internacionales de los mercados que se encuentran
en funcionamiento.
Al evaluar los aspectos fundamentales de los distintos países se observa que Panamá,
Nicaragua y Guatemala tienen una estructura similar y compatible en los temas del
predespacho, despacho y posdespacho; además, en el tratamiento de energía y potencia.
En Guatemala, Nicaragua y Panamá el despacho se efectúa con criterio de mínimo costo,
donde los generadores térmicos declaran costos variables y el valor del agua es el
197
resultado de modelos de coordinación hidrotérmica. En el Salvador el despacho es de
contratos, los cuales tiene asociados ofertas de flexibilidad.
En Guatemala, Nicaragua y Panamá existe un mercado de corto plazo en el que converge
toda la demanda y oferta. En El Salvador existe un Mercado Regulador (MR) el cual
ajusta los contratos cuando por restricciones no sean despachados.
En Guatemala, Nicaragua y Panamá existe un planeamiento de mediano y largo plazo, el
cual provee señales en el despacho diario. En el Salvador no hay un planeamiento
obligatorio ni de mediano ni de largo plazo, se supone que los contratos proveen las
señales adecuadas para garantizar la confiabilidad de mediano y largo plazo.
En El Salvador, Guatemala, Panamá y Nicaragua se definen los compromisos comerciales
a posteriori de la operación real, una vez conocida la demanda y disponibilidad real.
En El Salvador, al igual que los contratos nacionales, los contratos de importación son de
carácter físico. En Nicaragua, Guatemala y Panamá los contratos de importación se
despachan según sean requeridos por mérito económico en el despacho nacional.
Nicaragua y Guatemala imponen que su mercado de corto plazo no puede ser usado para
cubrir contratos de importación internacional. Los contratos de importación son
producción adicional convocada en el nodo de frontera y en caso de resultar despachada
económicamente son de cumplimiento obligatorio.
En Nicaragua, Panamá, El Salvador y Guatemala, se pueden efectuar ofertas de
oportunidad internacionales, las cuales son administradas directamente por el Operador
del Sistema nacional. En Costa Rica y Honduras todos los contratos internacionales son
manejados directamente por la empresa estatal.
En Nicaragua, Panamá, El Salvador y Guatemala los contratos de exportación son de
carácter financiero, es decir, son una demanda adicional a atender que no asegura el
despacho de los recursos del agente vendedor, depende del despacho económico diario.
198
En general todos los países prevén el suministro de Servicios Auxiliares por parte de sus
agentes. Existe la necesidad de mantener reserva de potencia de corto, mediano y largo
plazo, la cual está relacionada a su vez con la remuneración por potencia en Guatemala,
Panamá y Nicaragua. En Guatemala existe un mercado de corto plazo (Mercado de
Desvíos de Potencia) donde se transa potencia de oportunidad, similarmente en Panamá
existe un Mercado de Reserva de potencia.
Existe en todos los países una reglamentación que prioriza la atención de la demanda
nacional sobre cualquier compromiso internacional, lo cual pone en igualdad de
condiciones a la región en este tema.
7. RECOMENDACIONES
Es fundamental propiciar la armonización y sistematizar los marcos legales, regulatorios,
políticos y técnicos de los países de la Región Andina con el objetivo de promover la
ejecución de los Proyectos de Interconexión Eléctrica en la región, como también es
necesario continuar el análisis técnico – financiero a fin de determinar las mejores
alternativas para la recuperación de las inversiones necesarias para los proyectos de
interconexión. Además, se debe determinar su impacto en la fijación de las tarifas de
energía eléctrica.
Las Interconexiones Eléctricas deberán guardar coherencia con la expansión y también
sustentarse en la capacidad de las redes de subtrasmisión y distribución existentes en cada
uno de los países de la región.
Los organismos de regulación de cada uno de los países involucrados en SIEPAC y CAN,
deben proceder a buscar una armonización de la normatividad en cuanto a:
− Tratamiento de las transacciones de energía (importaciones y exportaciones).
− Remuneración de los sistemas de transmisión involucrados en cada una de las
interconexiones.
− Calidad, seguridad y confiabilidad del sistema integrado.
− Pérdidas, congestión, tránsitos de energía, conexiones y refuerzos de la red.
Establecer un régimen tributario y arancelario que faciliten los intercambios de energía
eléctrica, considerando las particularidades de las transferencias. En este aspecto, la CAN
debe ser el organismo integrador de las políticas arancelarias y tributarias generales
cumpliendo con el marco del Mercado Regional Andino.
200
Establecer el alcance de los eventos de fuerza mayor y otros eventos causantes de
indisponibilidades de las interconexiones, en las legislaciones de cada uno de los países y
armonizarlos específicamente para las transacciones de importación y exportación de
energía eléctrica.
El estudio del problema del capítulo 4 y de la matriz comparativa del SIEPAC y CAN del
capítulo 5 ha mostrado que existen también otros aspectos en el mercado regional que se
deben profundizar, los cuales serán motivo de estudios posteriores, como:
− Aspectos fiscales: aplicación de impuestos, tasas, derechos u otros a la
comercialización de la energía que no altere o distorsione las señales económicas en el
proceso de exportación - importación. También, se debe establecer esquemas y hábitos
tributarios que favorezcan la investigación y desarrollo tecnológico en materia
energética, para alcanzar un mercado de energía integrado, el cual debe tender a
conformar un “marco tributario común”.
− Aspectos derivados de la legislación ambiental: debido a la diferencia de niveles de
exigencia y criterios en cada país en materia ambiental, se deberá armonizar las
disposiciones legales y resaltar los premios y penalidades.
− Aspectos de situación jurídica: respetar los convenios establecidos con anterioridad,
armonizando los diversos grados de modernización del sector eléctrico (desregulación
y privatización) de los países de la región al momento de enfrentar la integración, es
decir, demostrar a “propios y extraños“ una seguridad jurídica.
− Aspectos regulatorios: definir de manera clara y efectiva la aplicación de la
normatividad, sistemas de control, arbitraje y regulación en materia de compra y venta
de energía a escala internacional en la región y subregión, debido a la existencia de
diversos marcos regulatorios en la actualidad. Analizar riesgos derivados de los
cambios de las reglas de juego por injerencia de tipo político en cada país.
Adicionalmente, alcanzar condiciones de consenso para alternativas de solución,
201
encaminado hacia la creación de un marco regulatorio común a largo plazo o al menos,
una agenda de convergencia regulatoria. También, se debe conocer la información
sobre las limitaciones de seguridad de transporte de energía en cada país.
− Aspectos técnicos: luego de conocer la información verídica sobre las limitaciones de
transporte de energía en cada país, se deberá proceder a armonizar las normas técnicas,
modos de operación, reglamentos de transmisión y de interconexión, coordinando
efectiva y eficientemente los despachos de energía nacionales y otras operaciones que
refuercen la seguridad y confiabilidad de los sistemas eléctricos involucrados en la
interconexión. También, homologar los equipos de medición en los puntos de frontera,
definiendo los niveles de tensión de interconexión, normatividad de seguridad, garantía
de potencia y calidad del suministro. Estos factores se deberán incluir en un análisis
conjunto de prioridades, de acuerdo a las interconexiones físicas que se requieran para
la toma de decisiones en la puesta en servicio de las instalaciones.
− Aspectos económicos: información reciproca de precios, tarifas, peajes de transporte y
otros que inciden en la exportación - importación de la energía. Además, acciones
demostrativas de eliminación real de subsidios. También, definir los requerimientos
comerciales y las políticas de cobro y pago para minimizar los riesgos financieros.
− Aspectos de infraestructura: se deberá identificar tres tipos de infraestructura: de
transformación, de transmisión y distribución. Muchos de estos obstáculos pueden ser
eliminados, si se actúa bajo un espíritu de total transparencia y un habito de consulta
mutua de los países implicados.
− Aspectos de política energética: Unificar políticas energéticas e instrumentos que
favorezcan la integración y que conduzcan hacia una autentica internacionalización de
los mercados. Se deberá buscar una voluntad política de cada país, con prioridad en
materia de obras de interconexión que permita potenciar los binomios:
202
• Producción - Consumo
• Competencia - Cooperación
− Aspectos de información: crear mecanismos bilaterales o multilaterales de sistemas
de información reciproca que mantengan atributos tales como: transparencia, libre
acceso y libre intercambio.
− Aspectos de funcionamiento del intercambio de energía: definir de manera clara los
roles en todos los ámbitos enunciados bajo el siguiente esquema:
• País importador
• País exportador
• País de tránsito
− Otros aspectos: situaciones de irregularidad presentes en países, donde las
instalaciones eléctricas, oleoductos, gasoductos, estaciones de comunicación y demás,
constituyen objetivos terroristas con la consecuente paralización y afectación de los
servicios.
Existen varias líneas de acción comercial, las cuales están encaminadas a facilitar el
comercio transfronterizo, como:
− Tarificación transfronteriza organizada como un mecanismo de compensaciones entre
sistemas.
− Gestión de congestiones.
− Desarrollo de nuevas interconexiones.
− Armonización de los criterios para el cálculo de las tarifas nacionales.
− Asignación de los costos de transmisión, en:
• Acceso a nivel Latinoamericano con cargo locales en generadores y usuarios.
203
• Compensaciones entre sistemas por el uso externo de las redes.
• Armonización de las tarifas locales en generadores y usuarios.
• Armonización en su cuantía y estructura.
• Señales de localización adicionales.
• Idealmente, tarifas de transmisión únicas
− Nuevas inversiones en las redes de transmisión e interconexión
• Necesidad de alcanzar un nivel mínimo de interconexión.
• Debe existir un esquema de promoción de las nuevas inversiones.
• El papel fundamental correspondería a la inversión regulada/planificada que
sería propuesta por los operadores de los sistemas y que sería autorizada por
los reguladores e incluida en el mecanismo de compensaciones entre
sistemas.
En este trabajo se ha puesto la base investigativa, con los elementos debidamente
dasagregados y jerarquizados y en general se ha efectuado una exploración de algunos
temas específicos, sin embargo estos temas deberán ser tratados con mayor profundidad y
con una solución más definitiva en la investigación de la maestría de los autores y también
en futuros trabajos de investigación sobre integración de mercados eléctricos en el
seminario de la maestría en ingeniería con énfasis en transmisión y distribución. Estos
tópicos serían:
− Tipos de Transacciones de energía
• de Oportunidad o Spot Internacionales
− Agentes participantes
• eliminar barreras técnicas, regulatorias y comerciales
− Precios de Generación
• eliminar discriminación de precios
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− Cargos Adicionales
• igual tratamiento para servicios complementarios
− Cantidades Exportables de energía
• eliminar limitaciones de carácter comercial
− Tratamiento de Restricciones (congestión redes)
• no discriminatorio de un país participante
− Tratamiento de la Transmisión de energía
• Tránsitos de energía
• Pérdidas
− Remuneración de Potencia eléctrica
• incorporar demanda y ofertas internacionales
− Libre acceso y remuneración de las interconexiones
• derechos financieros, no de uso
− Régimen Impositivo
• evitar aranceles y subsidios (distorsión del mercado)
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