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Viabilidad de la exportación de energía eléctrica de Colombia a Centro y Norte América

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Academic year: 2020

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N° tesis: jcb

PROYECTO FIN DE CARRERA

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES

FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERA ELÉCTRICA

por

Diana Paola Calpa Reina

VIABILIDAD DE LA EXPORTACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE

COLOMBIA A CENTRO Y NORTE AMÉRICA

Sustentado el 16 de Diciembre del 2015 frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Ángela Inés Cadena Monroy, Profesora Asociada, Universidad de Los Andes

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Viabilidad de la exportación de energía eléctrica

de Colombia a Centro y Norte América

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Contenido

1 INTRODUCCIÓN ... 4

2 OBJETIVOS ... 5

2.1 Objetivo General ... 5

2.2 Objetivos Específicos ... 5

3 DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO ... 5

4 COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA ... 7

4.1 Contexto ... 8

4.2 Teoría económica del comercio internacional ... 8

4.3 Sistemas de generación hidráulica ... 9

4.4 Aplicabilidad de experiencias internacionales ... 10

5 TIPOLOGÍA DE LAS FORMAS DE COMERCIO INTERNACIONAL ... 10

5.1 Contratos a largo plazo ... 10

5.2 Comercio spot ... 11

5.2.1 Transacciones spot ... 11

5.2.2 Criterios de formación de precios ... 12

5.2.3 Participantes en las transacciones spot ... 15

5.3 Cargos de acceso y peajes de transmisión ... 15

5.3.1 Estampillado o sello de correo ... 15

5.3.2 Cargos de conexión profunda o CMg de largo plazo ... 16

5.3.3 Cargos según uso de red ... 16

5.3.4 Método de los beneficiarios ... 16

5.4 Transacciones con derivados financieros ... 16

5.5 Resolución de Congestiones... 17

5.5.1 Mecanismos no mercantiles ... 17

5.5.2 Mecanismos mercantiles... 17

5.6 Asignación de rentas de congestión [22] ... 19

6 EXPERIENCIA DE LA UNIÓN EUROPEA ... 19

6.1 Mercado único interior de electricidad ... 19

6.1.1 Principios básicos ... 19

6.2 Estructura y funcionamiento ... 21

6.2.1 Transacciones spot ... 21

6.2.1 Contratos bilaterales ... 21

6.2.1 Derivados financieros ... 21

6.2.2 Diferencias con la región Latinoamericana ... 21

6.3 El comercio internacional de energía en la UE ... 22

6.3.1 Principios básicos ... 22

6.3.2 Mercados Eléctricos Regionales ... 22

6.3.3 Problemas fundamentales para la conformación del mercado único interior ... 23

6.4 Caso específico: Nordel ... 24

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6.4.2 Funcionamiento ... 25

7 EXPERIENCIA DE COLOMBIA ... 26

7.1 Interconexión Colombia-Ecuador... 26

7.1.1 Interconexión en 230 kV ... 26

7.1.2 Interconexión en 138 kV ... 26

7.1.3 Motivaciones para el desarrollo del proyecto ... 26

7.1.4 Transacciones Internacionales de Energía (TIE) ... 27

7.2 Interconexión Colombia-Venezuela ... 28

7.3 SIEPAC – Interconexión Colombia-Panamá ... 30

8 CARACTERIZACIÓN DE LOS MERCADOS ... 33

8.1 Colombia ... 33

8.2 Centroamérica (MER) ... 36

9 VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA INTERCONEXIÓN ... 37

9.1 La economía de una interconexión [18] ... 37

9.1.1 Baja integración – Discriminación de precios ... 37

9.1.1 Alta integración – No discriminación de precios ... 39

9.2 Estudios sobre el caso Colombiano ... 40

9.1 Experiencias regionales e internacionales ... 42

9.2 Modelo NORDPOOL ... 43

9.3 Otros modelos ... 44

9.4 Propuestas al mercado colombiano ... 48

10 EFECTOS DE LA INTERCONEXIÓN EN NORTE Y CENTRO AMÉRICA ... 50

11 VIABILIDAD DEL MERCADO DE EMISIONES DE CARBONO ... 51

12 CONCLUSIONES ... 51

13 REFERENCIAS ... 53

14 APENDICES ... 54

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INTRODUCCIÓN

El comercio internacional de energía en América Latina es cada día más un tema en auge, debido principalmente a las necesidades de confiabilidad para los países involucrados. La mayoría de los países latinoamericanos se encuentran comprometidos con el desarrollo de este tipo de comercio, entre los cuales Colombia se constituye como líder. Existen muchos beneficios derivados de la interconexión entre Colombia y la región, determinados principalmente por su ubicación estratégica y su portafolio de generación. En primer lugar, Colombia se constituye como el punto de acceso entre América Central y la Región Andina, lo que repercute en la necesidad de su inclusión en el marco de una visión integradora. En segundo lugar, la generación de energía eléctrica en Colombia es eminentemente hidroeléctrica, con una participación de aproximadamente 67% [3]. Esta es una cualidad diferenciadora vital, debido a que deriva en beneficios económicos para el país y beneficios ambientales, económicos y de diversa índole para los países de la región involucrados en la comercialización.

En este trabajo se analiza la viabilidad de la exportación de energía eléctrica de Colombia hacia Centro y Norte América, tomando en consideración los avances en la interconexión Colombia - Panamá, los desarrollos del SIEPAC y la experiencia de la Unión Europea. Se revisan elementos del comercio internacional y las diferentes tipologías de estas transacciones en los mercados de electricidad. Igualmente se plantean los elementos de diseño de un mercado eléctrico, en este cado el colombiano y centroamericano, que son básicos para estudiar las ventajas de las interconexiones eléctricas. Con estos elementos se hace una evaluación de los beneficios de la interconexión Colombia-Panamá, para determinar el impacto sobre la economía energética de cada país. Se toman en consideración trabajos previos, donde las simulaciones efectuadas evidencian lo ya intuitivo, que el papel predominante de Colombia en esta interconexión sería el de exportador. Esto generaría un aumento en el Costo Marginal de la energía en Colombia, caso inverso al de Panamá (país mayoritariamente importador), con una la disminución de los Costos Marginales. La evaluación realizada muestra que existe un margen disponible para ampliar la red, sin embargo la integración con Panamá debe manejarse con suavidad y de manera progresiva. Adicionalmente, se revisan esquemas de integración del mercado Nórdico y otros mercados con el fin de identificar estrategias para la integración del mercado colombiano y centroamericano.

El documento está organizado de la siguiente manera: para comenzar, se establece el contexto referente al comercio internacional de energía, donde se analiza la aplicabilidad de modelos teóricos implementados globalmente. En segundo lugar se realiza una clasificación de la tipología de las formas de comercio internacional de energía vigentes en Europa y América Latina, seguido de un análisis de las experiencias regionales e internacionales en el comercio de electricidad. Se realiza una breve caracterización de los mercados colombiano y centroamericano, con el fin de divisar los

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aspectos claves a tener en cuenta. Acto seguido se analiza la viabilidad económica del proyecto, y se realizan las propuestas pertinentes a una integración adecuada de Colombia al MER.

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OBJETIVOS

2.1 Objetivo General

Analizar la viabilidad de la exportación de energía eléctrica de Colombia hacia Centro y Norte América, tomando en consideración los avances en la interconexión Colombia - Panamá, los desarrollos del SIEPAC y la experiencia de la Unión Europea.

2.2 Objetivos Específicos

- Identificar los factores claves de las interconexiones internacionales, tomando como referencia las experiencias de la Unión Europea y su mercado único interior de electricidad.

- Evaluar las barreras de la interconexión Colombia - Panamá, las características del SIEPAC y las lecciones de la interconexión con Sur América.

- Proponer las estrategias más apropiadas de una interconexión entre Colombia y Centro y Norte América para lograr el mayor beneficio posible en concordancia con el desarrollo económico de Colombia.

- Considerar la opción de un mercado de carbono en los países de la región centro y norte americanas, como subproducto o producto conjunto de la venta de electricidad.

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DESCRIPCIÓN DE LA PROBLEMÁTICA Y JUSTIFICACIÓN DEL TRABAJO

Históricamente los commodities han sido los principales motores de economías emergentes de América Latina; éstos entendidos como los bienes de tipo genérico sin diferenciación entre sí, como materias primas o bienes primarios. Hoy en día se mantiene la misma situación, donde estas economías dependientes se encuentran supeditadas a las alzas, las bajas y los cambios bruscos en los precios, para su propio crecimiento y desarrollo. Colombia en particular ha tenido una historia de frágiles intentos por diversificar su economía y agregar valor al sector de exportación, como el modelo de sustitución de importaciones durante la mayor parte del S.XX, al igual que la apertura económica que se encuentra en progreso desde los años 90. A pesar de la implementación de estrategias adecuadas dirigidas hacia esa diversificación, el manejo de las mismas no muestra resultados: a cambio de un camino hacia la verdadera dinámica industrial, Colombia se mantiene con la vocación exportadora de commodities hacia el mundo [1].

Aun así, las políticas de apertura se han reflejado en un aumento de la Inversión Extranjera Directa, que hacia el final de siglo se interesó por la industria manufacturera, el comercio y los servicios, especialmente centrados en la privatización de la banca colombiana y las comunicaciones. Sin embargo, a partir del S. XXI el capital extranjero

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pasó a privilegiar el sector de los hidrocarburos y demás productos de origen mineral con el 48% de la IED, en contra de los descartados sectores manufacturero y de agricultura [1].

Hoy día, dos tercios de las exportaciones colombianas son commodities, cuyos precios se encuentran atravesando una etapa de caída. Por otro lado, la porción mayoritaria de IED destinada a la extracción disminuirá en volumen debido al mismo fenómeno [2]. Las implicaciones de esta situación son amplias para toda América Latina. En primer lugar habrá que recortar gastos, seguido de un nuevo modelo económico regional pertinente al post boom de los bienes primarios, especialmente en la medida que la manufactura local se vea reemplazada por las importaciones baratas del exterior. Adicional a lo anterior, es vital entender que los commodities están sujetos a ciclos profundos, y que no hay que dejarse llevar por las buenas épocas. En el momento con la baja de los precios del petróleo y minerales y con la apreciación de la divisa, hay oportunidades de exportaciones que hay que configurar rápidamente. Deberá existir un nuevo énfasis en los lazos de comercio en la región que languidecieron durante la bonanza [2].

La IED en el sector de extracción es positivo para cualquier economía, mientras se mantengan claros los objetivos y su relación con los números y los resultados. Bajo la necesidad de aumentar la competitividad agregando valor a los productos, fortalecer el sector industrial y elevar la calidad de empleo y de vida, Colombia continúa invirtiendo energías en los bienes primarios, y se mantiene en el vaivén de sus precios generado por la propia inactividad. Debemos hacernos entonces una pregunta: ¿se están dirigiendo los excedentes de la exportación de esos bienes primarios hacia la producción nacional de mayor valor agregado?

En este sentido, cobra importancia la posibilidad de expansión de los horizontes de la exportación de energía eléctrica, ésta como un producto terminado, hacia países de la región. La ubicación de Colombia dentro del continente es estratégica y muy conveniente en este aspecto, un cuello de botella entre América del Sur y América Central. Esto, en conjunto con un sector eléctrico desarrollado en torno a los recursos hídricos, el gas natural y el carbón mineral, y con posibilidades de integrar recursos no convencionales, suponen características necesarias para una expansión exitosa de las conexiones internaciones del país. Ha sido demostrado que la competitividad de las empresas generadoras de energía se aumenta ostensiblemente en la medida en que se planeen y se implementen estrategias unificadas, para lo cual deben desarrollarse acuerdos y marcos legales conjuntos que den vía libre al comercio. Así, Colombia deberá posicionarse como un exportador de energía más que como un país de paso en el futuro próximo del comercio internacional de electricidad en América Latina, asegurando la estabilidad interna a su vez [3].

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La diversidad de estrategias dirigidas hacia el comercio internacional de energía es amplia, desde la total independencia política hasta regiones integradas política y eléctricamente. El ejemplo más claro de la integración total es la Unión Europea con la creación de su mercado único interior de electricidad bajo el principio de la competencia, enmarcado en un proceso más general y anterior en el tiempo, de integración económica y política [4]. Bajo estas circunstancias, en teoría una empresa de cualquier país podría abastecer a cualquier consumidor de otro país, mediante una amplia interconexión entre regiones que posibilita el proceso. Sin embargo, la apertura de los mercados energéticos de este modo sólo es posible cuando los problemas económicos y políticos de la integración económica en general ya están resueltos [4]. El análisis de alternativas de comercio internacional de energía para Colombia con América Latina debe tomar la experiencia de la UE como antecedente valioso, teniendo en cuenta que no puede ser aplicable directamente, y que tiene a su vez obstáculos de diversa índole.

Así pues, será objeto de estudio las estrategias más apropiadas para Colombia de modo que se incentive el mayor desarrollo económico posible a partir de las mismas, con el fin de partir desde la visión conservadora hacia la diversificación de las exportaciones. Para ello se establece la pregunta central del presente proyecto, que gira en torno a la posibilidad de exportación de energía eléctrica a Centro y Norte América a través del Sistema de Interconexión Eléctrica para los Países de América Central (SIEPAC) u otro. Se justifica dicho cuestionamiento puesto que países de la región deben importar gran cantidad de su energía por beneficios tanto económicos como ambientales, debido a una canasta energética dependiente de combustibles fósiles. Sin embargo, esa energía eléctrica importada en ocasiones se produce generando perjuicios ambientales similares, aun cuando los costos se ven reducidos en cierta medida por abundancia de recursos en el país vecino. Lo anterior en comparación con un escenario de conexión con un país eminentemente hidráulico y proveedor de energía mucho más limpia a costos muy bajos, genera cuestionamientos tanto económicos como de eficiencia en el uso de fuentes energéticas (por ende, ambientales). Se plantea el ejemplo de México, que debe importar de Estados Unidos más de 30 GWh para suplir su demanda [5], energía que Estados Unidos produce en su mayoría con carbón (39%), gas natural (27%) y centrales nucleares (19%) [6]. De su capacidad de generación, el 58% se da a partir de combustibles de costos muy altos, mientras que únicamente el 6% se deriva de las masas de agua, ventaja comparativa que Colombia posee.

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COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA

Es de vital importancia la definición del mercado de energía como uno diferente al resto de la comercialización de bienes. Un kWh de electricidad es un bien muy diferente a cualquier otro energético, lo que sin duda alguna tiene implicaciones en la organización y reglas del mercado. La diferencia fundamental es física. En primer lugar, la energía eléctrica sólo puede transportarse por conductores electromagnéticos, y para grandes

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distancias es eficiente solamente en líneas de alta tensión. En estos conductores la electricidad viaja a velocidades comparables con la de la luz, haciendo que los mercados eléctricos funcionen muchísimo más rápido que cualquier otro mercado, y que la oferta y la demanda deban ser balanceadas instantáneamente para mantener la estabilidad el sistema [3]. Otra característica inherente a la energía eléctrica es su incapacidad de almacenamiento a costos económicos razonables. Su almacenamiento potencial se da en sus fuentes primarias de producción, ya sea el agua en embalses o los combustibles fósiles y nucleares.

A través del desarrollo del comercio, es posible hacer de la energía eléctrica un producto terminado y transable, acabando con la dependencia de primarios energéticos para garantizar abastecimiento y firmeza en electricidad. Este producto final tendrá la oportunidad de ser negociado en contratos y bolsa de manera abierta, protegiendo la estabilidad nacional en cada país. [3]

4.1 Contexto

La energía eléctrica cuenta con dificultades ya mencionadas para su transporte, por lo cual las inversiones requeridas para una interconexión internacional son muy grandes. Es por ello que la mayor parte de países del mundo se diseñaron como sistemas aislados o débilmente interconectados, y es por ello que los procesos de integración se encuentran en etapas iniciales en la mayor parte del mundo.

En América del sur las interconexiones eléctricas se han visto impulsadas en los últimos veinticinco años, principalmente con proyectos de generación hidráulica binacionales y proyectos de interconexión binacional. Esto ha tenido lugar pues ha sido evidente que la débil interconexión eléctrica entre países y el carácter esencial del suministro eléctrico hacen que los errores de planificación o ejecución de inversiones, o la insuficiencia de incentivos de mercado para la inversión, puedan ocasionar crisis de abastecimiento. [10]

4.2 Teoría económica del comercio internacional

Las principales razones por las cuales los países realizan comercio internacional en términos de la energía eléctrica, son las siguientes, descritas por Ibarburu [10]:

1. El modelo sugiere que los países serán exportadores de energía en la medida en que puedan producirla con mayor productividad relativa que sus vecinos. Esto explica las exportaciones originadas por ventajas tecnológicas.

2. Los países comercian porque cada país tiende a especializarse en la producción de los bienes cuyos factores productivos posee en abundancia. Así, será exportador de electricidad quien posea abundancia relativa mayor de recursos naturales que sean

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fuentes primarias de energía adecuadas para la generación. Esta se constituye como la explicación más frecuente de los flujos de energía en la región de América Latina. 3. Los países comercian para obtener economías de escala en la producción. En términos del comercio de electricidad se generan tendencias hacia la especialización productiva, lo que acompañado de rendimientos crecientes y decrecientes a escala, producen un beneficio y eficiencias mayores.

Se observa que los tres fenómenos descritos pertenecientes a la teoría del comercio internacional de bienes, coincide con la intuición económica de los flujos del comercio internacional de energía. Asimismo se considera el fenómeno observado de que dentro de esta teoría, el comercio tiende (al menos en el corto plazo) a beneficiar a todos los países que participan de él. [10]

Por otro lado, existen otras tres posibles causas de comercio inherentes únicamente a la energía eléctrica, por fuera de los fenómenos de la teoría de comercio internacional. [10]

1. La complementariedad de cuencas hidrológicas. Esto ocurre si las energías hidráulicas que generan dos países están correlacionadas negativamente.

2. La complementariedad de demandas. Si las horas de demanda máxima en dos países no coinciden, existe un incentivo a exportar.

3. Las economías de escala en la disponibilidad conjunta de reservas de corto plazo.

Cuanto mayor es un sistema, mayor la cantidad de centrales de generación y por tanto menos dispersa la distribución de probabilidad de la potencia disponible en un momento dado.

4.3 Sistemas de generación hidráulica

Existen peculiaridades inherentes a estos sistemas, como es el caso de Colombia. La disponibilidad de energía hidroeléctrica está sujeta a fuertes variaciones como resultado de la variabilidad de las lluvias, con fenómenos como el de El Niño y La Niña, cuya gravedad y duración depende de la región. Como consecuencia, en estos sistemas está siempre presente un riesgo de falla más prolongada y profunda que para otros sistemas eminentemente térmicos. Esto tiene diversas implicaciones sobre el comercio internacional.

 El país exportador comprometido con un contrato de suministro internacional está expuesto a una probabilidad no despreciable a contingencias.

 Los costos marginales de generación del país exportador son aleatorios, y existe un comportamiento especulativo al fijar los precios debido a predicciones sobre el valor del agua (relacionado con su costo de oportunidad). Esto puede llevar a un comportamiento oportunista por parte del generador.

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 En el comercio spot, puede situarse en posición de extrema debilidad negociadora como comprador si se encuentra en situación de riesgo de falla.

A pesar de estos contratiempos, de ser superados, la producción de energía supliría la demanda mediante una fuente de energía mucho más limpia. Esto constituye la ventaja comparativa que Colombia posee en comparación con países de la región, incluido Panamá.

4.4 Aplicabilidad de experiencias internacionales

Buena parte de las conclusiones normativas sobre el comercio internacional de energía eléctrica establece que éste depende del contexto institucional en el que tiene lugar el comercio, propio de cada región. Por otro lado, se ha establecido que el comercio tiene como finalidad la integración de los mercados, con lo que se busca conceder a todos los consumidores del mercado iguales derechos, dar a los generadores un ambiente de competencia equitativa, y limitar el poder de mercado. Por último, los dos aspectos de mayor importancia para los países de la región Latinoamericana son la seguridad de abastecimiento, y el análisis del reparto entre los países de los beneficios del comercio internacional de electricidad. [10]

La literatura disponible sobre estrategias de integración y comercio internacional de energía son de interés debido a que trata sobre problemas técnicos formales que se presentan en todas las situaciones de comercio de electricidad, y proponen herramientas y modelos de análisis formal. Así puede recurrirse a la experiencia de otras regiones en la discusión sobre la compatibilización al caso de Colombia.

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TIPOLOGÍA DE LAS FORMAS DE COMERCIO INTERNACIONAL

A continuación se caracterizan los mecanismos efectivamente aplicados en experiencias de comercio internacional.

5.1 Contratos a largo plazo

Existen tres formas de contratos de largo plazo. [9]

Contratos físicos de suministro permanente.

Un generador de un país abastece en forma permanente e incondicional una demanda del país vecino, lo que representa suministro de energía firme.  Contratos físicos de potencia firme con opción a la compra de energía.

El generador vendedor concede al comprador la opción de solicitar una cantidad de energía a ser suministrada a través de la interconexión, hasta la magnitud de la potencia contratada.

Contratos financieros.

Requieren de la existencia de un único mercado que abarque a los países interconectados, y que las dos partes acuerden pagos en función de los valores

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que toman los precios spot del mercado. En este caso, el riesgo de desabastecimiento y el suministro físico no son relevantes.

Los contratos que deben tener un respaldo de potencia firme para poderse realizar, se clasifican por el grado de garantía de suministro que otorga. [9] Puede clasificarse de la siguiente manera.

Criterio de no discriminación. La regulación del país vendedor no discrimina a favor de las demandas locales en caso de escasez de oferta.

o Racionamiento según disponibilidad. La regulación interna del país vendedor asigna el racionamiento entre los contratos cuyas centrales asociadas no están disponibles. En este caso los contratos de exportación cuyas centrales estén disponibles seguirían suministrándose, aunque existiesen restricciones en el país vendedor.

o Racionamiento proporcional. La regulación del país vendedor asigna el racionamiento de manera proporcional a todas las demandas, interna y externa.

Criterio de discriminación. En caso de racionamiento en el país vendedor, el regulador subordina la disponibilidad de la exportación al cumplimiento de los suministros locales.

5.2 Comercio spot

En los mercados spot se define la entrega física de energía en el corto plazo, para el día siguiente o aún dentro del mismo día.

5.2.1 Transacciones spot

Los mercados spot pueden asumir dos formas principales, pool o bolsa de energía. [4]

5.2.1.1Pool

En un mercado spot con la forma de un pool se produce la casación de ofertas de compra y venta de energía eléctrica entre los agentes y simultáneamente se fija un precio de la energía para cada hora. Éste viene determinado por la última oferta necesaria para cubrir la demanda. Se gestiona por dos agentes, el Operador del Mercado (encargado de la casación de ofertas) y el Operador del Sistema (responsable de la estabilidad técnica del sistema). Las compras y ventas de energía son determinadas y valorizadas por el OM en base a una optimización de los costos totales del sistema.

5.2.1.2Bolsa de energía (BE)

En un mercado con la forma de BE, ésta se encarga exclusivamente de realizar la operación económica y comercial, producto de la casación entre las ofertas de los agentes, que establece el precio de equilibrio del mercado. El despacho tiene

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entonces un carácter preliminar. La bolsa funciona como contraparte de las transacciones, estableciendo reglas y garantías de cumplimiento de las obligaciones.

5.2.2 Criterios de formación de precios

En cuanto a la formación de precios, son posibles dos situaciones. En primer lugar, el precio puede resultar de manera implícita o puede acordarse explícitamente entre los países. A partir de este punto se desprenden los diversos tipos de formación de precios que se describen a continuación. [11]

5.2.2.1Precios nodales y reparto de rentas de congestión

En este modelo, se determinan precios en los dos extremos de la interconexión, iguales a los costos marginales luego del comercio óptimo (es decir, teniendo en cuenta los flujos de energía óptimos entre los países). En el siguiente gráfico se muestra la determinación de precios y rentas en el comercio entre un sistema eléctrico grande (A) y uno pequeño (B), si el comercio ocasiona la utilización total de la capacidad de interconexión (si hay congestión).

Figura 1. Determinación de precios y rentas en situación de congestión.

Se presentan las curvas de costos marginales (CMg) de ambos países, en sentido opuesto para analizar su interacción. Sean PAin y PBin los precios iniciales en cada uno de los mercados por separado. Debido a que los CMg suben en la medida en que se requiere más capacidad de generación y disminuyen de lo contrario, se observa una reducción en el precio del país B hasta PBfi. Por su parte, se supone el país A grande, por tanto su aumento en el precio hasta PAfi por causa de mayor requerimiento de generación no es tangible.

El beneficio del país B se ve reflejado en una disminución de los precios, mientras que el beneficio de A es mínimo. En caso de congestión en la interconexión aparecen las denominadas rentas de congestión, excedentes económicos originados por suplir

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parte de la demanda del país B con recursos más baratos; es decir, por la diferencia de precios entre ambos nodos de la interconexión.

Este régimen es el propuesto para el Mercado Eléctrico Regional de América Central, que se desarrolla en el marco del SIEPAC.

A partir de este punto se describen los regímenes donde la formación del precio se da en forma explícita, a partir de acuerdos bilaterales entre los países. Un punto crucial en este tipo de negociación es la definición del reparto entre los países del beneficio del comercio.

5.2.2.2Reparto igualitario de beneficios – Sustitución

En este mecanismo se realiza una estimación explicita de los beneficios conjuntos incrementales del comercio. Se fija un precio de transacción que conduzca a un reparto igualitario de esos beneficios para ambas partes involucradas. En el siguiente gráfico se ilustra el proceso de determinación de precios.

Figura 2. Determinación de precios por sustitución en situación de congestión.

El precio de venta se determina como la semisuma del costo marginal del recurso sustituido del país comprador, y el recurso incremental del país vendedor. Se busca entonces que la sumatoria de los beneficios de A y B junto con las rentas de congestión sean repartidas equitativamente.

5.2.2.3Venta al costo más un margen de ganancia

En este mecanismo el precio se determina a partir del costo incremental de exportación de la parte vendedora, más un margen de ganancia que tiene un máximo acordado entre las partes. La definición del precio en general se da como el costo variable (CVa) más el costo fijo medio (CFMe) del recurso. Dado que estos costos

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varían de acuerdo con la tecnología, el margen calculado de esta manera también lo hace, siendo mayor cuanto mayor sea el costo de inversión por kW de la central.

Para que este régimen permita alcanzar el flujo de comercio óptimo, el vendedor deberá en ocasiones renunciar a cobrar la totalidad del margen, cuando el precio supera el CVa del recurso de país importador. Es decir, cuando se cumple lo siguiente, donde 𝑚𝑚á𝑥 consiste en el margen de ganancia máximo.

𝐶𝑉𝑣𝑒𝑛𝑑 < 𝐶𝑉𝑐𝑜𝑚𝑝 < 𝐶𝑉𝑣𝑒𝑛𝑑+ 𝑚𝑚á𝑥

En este caso el vendedor halla conveniente sacrificar una parte de su margen para realizar la transacción a un precio intermedio. A continuación se muestra el gráfico de la formación de precios en los extremos de una red congestionada.

Figura 3. Determinación de precios por venta al costo más un margen en situación de congestión.

Debido a la variedad de tecnologías de la canasta desde la cual el país A exporta a B, el margen máximo varía de acuerdo con ellas.

5.2.2.4Venta y despacho al precio declarado

En este mecanismo el país vendedor o una empresa ofertan libremente un precio al despacho del país comprador, y en caso de ser aceptada la oferta, la misma es remunerada a dicho precio.

5.2.2.5Oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país comprador

En este mecanismo, el país vendedor oferta un bloque de energía a un precio, pero en caso de resultar despachado con dicho precio, es remunerado al precio spot del país comprador. Todavía no se ha aplicado en la práctica, lo que constituye una desventaja.

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5.2.2.6Precios resultantes de los apartamientos en la toma de centrales binacionales

En este mecanismo, uno de los países deja de tomar una parte de la capacidad o energía de su cuota en una central binacional y el excedente es tomado por el otro país. Debe existir entonces un proyecto bilateral en cuanto a centrales binacionales.

5.2.2.7Mecanismos de interés

En primer lugar, el régimen de apartamiento en los precios de toma en las centrales binacionales no es de aplicación general y no es aplicable al caso colombiano, pues el país no posee proyectos de esta índole. Adicionalmente, el régimen de oferta de precios por el vendedor y pago del spot del país comprador tiene una dificultad: un país pagaría por la energía un precio superior al que se emplea en el despacho, lo que no es compatible con un despacho óptimo.

Teniendo en cuenta lo interior, se considerarán para el análisis posterior los 5 métodos restantes.

5.2.3 Participantes en las transacciones spot

En la definición de los participantes existen dos posibles situaciones: [9]

Liberalización. Las empresas del país vendedor son libres para determinar los precios y las cantidades que ofertan, y el despacho del país vendedor se limita a declararlos o no excedentarios para que puedan ofertar. Régimen predominante en la UE.

Operador del Sistema. El OM o el OS determina qué centrales y empresas son excedentarias para el abastecimiento de la demanda, y las presenta al despacho del país comprador. Este es el caso de la interconexión entre Ecuador y Colombia.

5.3 Cargos de acceso y peajes de transmisión

La remuneración del transportista implícita en la aplicación de precios nodales u otra forma de precios spot no permite recuperar la totalidad de los costos de la red (en general del 15% al 25%). Así pues, es necesario determinar cargos por el uso de los sistemas de transmisión que complementen o sustituyan esos cargos implícitos. La complejidad del problema radica en evitar que los cargos adicionales alteren las decisiones óptimas de corto plazo, a la vez que den señales de inversión y localización de largo plazo. Los métodos de remuneración del transportista que resuelvan este problema se presentan a continuación.

5.3.1 Estampillado o sello de correo

Se cobra a los generadores y a las cargas un valor por MW o MWh inyectado o extraído de la red.

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5.3.2 Cargos de conexión profunda o CMg de largo plazo

Este método implica un plan de inversiones con horizonte de largo plazo. Cada carga y generación en cada nodo paga un cargo calculado a partir del CMg de largo plazo que resulta de ese plan, por un aumento unitario de dicha carga o generación.

5.3.3 Cargos según uso de red

Se trata de determinar la participación de cada carga o generación en el flujo que atraviesa cada instalación. Los criterios pueden tener en cuenta la participación media o la participación marginal en el flujo, por tanto el costo de cada instalación se reparte entre los agentes en proporción al uso que hacen de la red.

5.3.4 Método de los beneficiarios

En este método, la contribución de cada carga o generador es proporcional al beneficio que la instalación reporta al agente.

En transacciones internacionales entre dos o más países, existen criterios para incorporar esas transacciones al cálculo de los cargos de transmisión, con diferencias en cuanto al nivel de integración.

Peajes de mercado integrado. Existe un único sistema de determinación de esos cargos que abarca todos los agentes, y las transacciones internacionales no se distinguen de las locales.

Superposición de peajes nacionales. Consiste en descomponer las transacciones internacionales en una suma de transacciones nacionales, una en cada país. Posteriormente, se aplica a cada transacción el régimen de peajes locales aplicables. Puede incurrirse en el fenómeno del pancaking, que consiste en la acumulación desmesurada e injusta de peajes en el recorrido del flujo energético a través de países.

Compensación de peajes entre países. Consiste en descomponer las transacciones internacionales del mismo modo, para determinar compensaciones entre los sistemas de transmisión de los países. Cada participante paga en su propio país el peaje de transmisión que le corresponde según su estatus de generador o carga, y adquiere así el derecho de comerciar energía con cualquier otro participante interconectado dentro de la UE. En este mecanismo de compensación los acreedores y deudores son los países, y los saldos se reparten entre todos los participantes del mercado, no solo quienes ejecutaron el comercio internacional.

5.4 Transacciones con derivados financieros

Los derivados financieros son la respuesta del mercado a la necesidad de cubrir el riesgo de precios y cantidades de los agentes que realizan operaciones en el mercado.

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5.5 Resolución de Congestiones

Según el Parlamento Europeo, una congestión consiste en una situación donde la interconexión no puede acoger todas las transacciones resultantes del comercio internacional entre los operadores del mercado, por falta de capacidad. En estas situaciones deben tomarse medidas, y los mecanismos de asignación de capacidad más comúnmente utilizados se presentan a continuación. [4]

5.5.1 Mecanismos no mercantiles

5.5.1.1Pro-rata

Mediante este mecanismo, los agentes solicitan al operador del sistema una determinada cantidad de capacidad de interconexión, de la cual se les asigna una parte que es igual al cociente entre la capacidad disponible y la suma de toda la capacidad solicitada. No existen penalizaciones por el no uso. Éste constituye un mecanismo adecuado para la resolución de congestiones simples.

5.5.1.2Orden de prioridad

En este caso, la capacidad de interconexión se asigna en función del orden de llegada de las solicitudes, garantizando la asignación de capacidad hasta agotarse. Cada reservación debe ser confirmada el día antes del uso efectivo, y cualquier cambio de la programación exige pago de penalización por cambios de última hora.

Los métodos basados en mecanismos no mercantiles pueden conducir a un uso ineficiente del sistema, puesto que no dan señales eficientes para incentivar a que nuevos generadores se sitúen en zonas deficitarias, y nueva demanda en zonas excedentarias. Además, prueban ser ineficientes e injustos.

5.5.2 Mecanismos mercantiles

5.5.2.1Subastas Explícitas

En este método se subasta la capacidad disponible, realizando una estimación de la capacidad de transmisión disponible (ATC por sus siglas en inglés). Los oferentes declaran cuánta capacidad necesitan y el monto que están dispuestos a pagar por ella, y las ofertas son ordenadas de mayor a menor precio. La capacidad se asigna empezando por la mejor oferta hasta que se agote. El precio marginal es el que se les cobra a todos los agentes seleccionados.

Los agentes adquieren una obligación de pago firme, se utilice o no la capacidad. El producto asignado es un derecho a utilizar la capacidad de intercambio. En el momento en que en el día anterior se declara que se hará uso de ese derecho, se adquieren las obligaciones.

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Un aspecto importante es que la asignación de la capacidad se da independientemente del mercado spot de energía. Los agentes no tienen garantía de que casen sus ofertas con la capacidad adquirida, de modo que existe un riesgo de que quede capacidad no utilizada, aunque exista interés por hacerlo. Este problema puede resolverse mediante un mercado secundario de capacidad, donde los derecho de capacidad puedan ser revendidos. Éste método incrementa la complejidad de las transacciones.

5.5.2.2Subastas implícitas

En este caso, no se separa la transacción de la energía de la utilización de la capacidad de la interconexión, maximizando el uso de la capacidad de interconexión limitada. Existen diversos mecanismos que permiten aproximar el resultado a una asignación de recursos óptima.

Market splitting. Este mecanismo integra la asignación de capacidad de interconexión con los mercados spot. En este caso existe un solo OM que abarca los dos países o mercados, como ocurre en los países nórdicos. Inicialmente se realiza un cierre del mercado sin tener en cuenta las congestiones obteniéndose un precio global. En caso de no haber restricciones, existe un precio y una cantidad única. Si se detectan congestiones, éstas se solucionan mediante mecanismos de mercado.

Adicionalmente, se crean zonas distintas a ambos lados de la congestión, con dos mercados spot que realizan casaciones ajustando los flujos de energía.  Market coupling. Se da generalmente cuando no hay un mercado único para

los dos países. Ambos OM resuelven de manera directa o iterativa cuáles ofertas de energía desde un país al otro serán aceptadas, con el fin de poder realizar la máxima cantidad de transacciones beneficiosas entre ambos países. El OS es el encargado de informar a los OM la máxima capacidad de intercambio para un intervalo de 24 horas. Si no existe congestión el precio es único. Si se identifica congestión, se generan precios diferentes.

Counter-trading. En este caso se determina el precio de un mercado único en el que no se consideran restricciones de capacidad. Luego, el OS recurre al mercado para retirar generación del mercado excedentario y adquirir energía en el mercado deficitario para revenderla. Estas operaciones no afectan el precio inicial, pues el sobrecosto es asumido por el OS, pudiendo luego ser cubierto a través de la tarifa de transporte o por los agentes que presentan desbalances.

Redispatching. Es una modalidad semejante a la anterior, sin embargo los generadores están obligados a efectuar esos redespachos a precios predefinidos.

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5.6 Asignación de rentas de congestión

[22]

Proporcional a la infraestructura. Reparte las rentas de forma proporcional a la inversión realizada por cada país en la construcción de la infraestructura. La repartición puede resultar no proporcional al flujo de energía.

Impacto económico. Reparte las rentas en función de la utilidad que cada sistema obtiene de la interconexión.

Utilitarista. En proporción a la posibilidad que los países tienen de usar la interconexión y sacar provecho de ella. El enfoque simplificado para un comercio bilateral es 50%-50%.

Igualitarista. Reparte las rentas de tal forma que ambos países obtengan igualdad de beneficios. Esto se encuentra incluido en el método de formación de precios reparto igualitario de beneficios.

Rawlsiana. Las rentas de congestión se reparten al país que menos perspectivas de crecimiento tiene (la economía más débil).

Proporcional a la ventaja comparativa. Es el caso de la interconexión Colombia-Ecuador. Premia al país netamente exportador frente al importador, recompensándolo por tener mejores recursos.

Fondo común. Es el caso de la UE, con el fin de construir infraestructura y reforzar la existente.

La principal dificultad de la aplicación de la mayoría de estos métodos consiste en que en situaciones donde sistemáticamente un país es exportador y otro importador, las rentas de congestión en general son propiedad del país exportador, por tanto se genera incomodidad política. [18]

6

EXPERIENCIA DE LA UNIÓN EUROPEA

6.1 Mercado único interior de electricidad

6.1.1 Principios básicos

Un conjunto de países integrados eléctricamente puede obtener los máximos beneficios del comercio de diversas maneras. La adoptada por la Unión Europea (UE) es la creación del mercado único interior de electricidad bajo el principio de la competencia, que persigue dos objetivos fundamentales: mejorar la competitividad de la industria comunitaria y promover mejoras en la calidad del suministro a los consumidores. Para ello se ha avanzado hacia un mercado más competitivo y eficiente, donde el precio de la energía recoja sus verdaderos costos de producción. Para ello se han realizado avances caracterizados por:

 La implementación de un ideal para el comercio en la forma de mercados eléctricos competitivos integrados, cumpliendo un marco de igualdad. En ese ideal una

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empresa de cualquier país en teoría podría abastecer a cualquier consumidor de otro país.

 Supeditar, al menos en teoría, los intereses estratégicos de los países y sus gobiernos a la lógica anterior.

A nivel de instituciones de la UE, las ideas centrales planteadas eran las siguientes:

 Necesidad de integración física entre los distintos mercados regionales.

 Establecimiento de determinados principios normativos mínimos que mantengan las particularidades estructurales pero que homogenicen el funcionamiento, la organización y la apertura a la competencia.

Este grupo de elementos fueron plasmados en un conjunto de leyes y directivas que se han ido aprobando sucesivamente, para introducir transitoriamente la competencia y la liberalización de los mercados regionales en la UE, en tres etapas. [4]

1. La primera se articuló en 1992 mediante tres directivas, una que hizo referencia a la transparencia de los precios aplicables a los consumidores industriales finales de gas y electricidad, y dos directivas relacionadas al transporte de electricidad y gas natural en las redes. Mediante la transparencia se consideró la eliminación de las discriminaciones hacia los consumidores, al posibilitar que puedan optar libremente entre fuentes de energía y proveedores. Por otro lado, se pretendió facilitar el tránsito de la electricidad entre las grandes redes de transporte internacionales, puesto que el aumento en los intercambios genera un uso óptimo de los medios de producción y las infraestructuras.

2. La segunda etapa se configuró sobre las normas comunes para el mercado interior de electricidad, que entró en vigor en 1997. Introdujo medidas liberalizadoras en las áreas de transporte, generación, distribución y comercialización. Así, aparece por primera vez el acceso obligatorio de terceros a una red nacional, en la actividad de transporte de la energía.

3. La tercera etapa profundiza en algunos aspectos sustanciales del proceso de apertura del mercado eléctrico europeo; fija la apertura del mercado para los consumidores no domésticos con fecha límite. Asimismo establece normas equitativas para el comercio de electricidad entre países de la UE: mecanismos de compensación para los flujos eléctricos entre fronteras, principios armonizados sobre tarifas de transporte, y la asignación de capacidad de interconexión disponible.

Aun así, la Comisión Europea ha señalado que la reticencia de los gobiernos nacionales a ceder un poco de su soberanía en cuestiones clave de la política energética en pro de la formación de un mercado común de electricidad es un impedimento importante en la conformación del mismo. Se concluye también que existe un escaso nivel de

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integración entre los mercados eléctricos de los países, que pese al avance legislativo no logra hacerse efectiva en los hechos. Por su parte, la ETSO (European Transmission System Operators) plantea que debido a la escasa capacidad de interconexión se generan congestiones, y que es necesario atacar ese problema mediante diferentes métodos de asignación de capacidad de interconexión y resolución de congestiones, armonizados y basados en mecanismos de mercados. [4]

6.2 Estructura y funcionamiento

En la UE, al igual que en todo mercado competitivo se desarrollan funciones necesarias para su actividad: La operación del sistema, la administración del mercado, y la función de transportista. Asimismo, existen cuatro tipos de transacciones de energía: transacciones en el mercado spot, contratos bilaterales físicos, contratos bilaterales financieros y contratos por derivados financieros. Estas transacciones pueden tener lugar en mercados organizados (donde una bolsa asegura la liquidez y la solvencia de la operación) o en transacciones bilaterales (donde las dos partes acuerdan libremente, asumiendo el riesgo de la operación).

6.2.1 Transacciones spot

De los principales sistemas eléctricos e Europa Occidental el único que mantiene un funcionamiento del mercado spot con la forma de un pool es el de España, después de que el Reino Unido modificó su estructura de mercado al establecer el NETA en el 2000. Por otro lado, la estructura más generalizada es la de Bolsa de Energía, y las principales BE de la UE integraron la organización EuroPEX. Entre sus miembros se encuentra el NordPool de los países nórdicos y el European Energy Exchange de Alemania.

6.2.1 Contratos bilaterales

Los contratos bilaterales se establecen como la forma principal de transacción de energía en la UE, con la excepción de España, cuyo pool es obligatorio. Así, la mayor parte de la energía entregada físicamente al consumo ha sido previamente objeto de un contrato bilateral físico o financiero.

6.2.1 Derivados financieros

En buena parte de las bolsas de electricidad de la UE los contratos son objeto de especulación, que se derivan en la existencia de especuladores. Éstos son agentes que compran y venden en contratos no con el fin de reducir los riesgos de precios, sino de obtener ganancias corriendo riesgos. Por esta razón en algunos países el volumen de energía comerciada en contratos en un período dado, puede superar en varias veces el volumen total del consumo en ese mismo período.

6.2.2 Diferencias con la región Latinoamericana Las diferencias más importantes son dos.

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o En Latinoamérica predomina el mercado spot tipo pool, donde la formación de precios en el mercado spot es un resultado inmediato de la operación óptima sujeta a las restricciones de seguridad. Lo anterior mediante un procedimiento regulado a partir de los costos variables usados en el despacho (o en Colombia, de los precios declarados por los generadores). Esto tiene como objetivo simular un precio de un mercado perfectamente competitivo mediante un proceso administrativo.

o En la UE la formación de precios spot se da a través de las BE, determinados por el OS en un proceso iterativo. Éste recurre a transacciones adicionales en otros mercados spot para generar un despacho factible técnicamente. Así, los precios resultan de un mecanismo de mercado.

Especulación en los contratos bilaterales.

En Latinoamérica no ocurre la especulación, mientras que en la UE sí. Esto causa que el volumen comerciado supere la demanda consumida.

6.3 El comercio internacional de energía en la UE

6.3.1 Principios básicos

Los principios generales para realizar operaciones de comercio se proponen en la legislación de la UE. Se proponen además mecanismos de asignación de capacidad de transmisión y resolución de congestiones entre los países. [4]

- La no discriminación entre agentes ni entre tipos de transacciones. - Estar basados en mecanismos de mercado.

- Principio de “use it or lose it”, referido a la capacidad de transmisión que adquiere un usuario. Si no la utiliza la pierde.

- Uso de las rentas de congestión para 3 fines: garantizar la disponibilidad de la capacidad, realizar inversiones para mantener o aumentar capacidad, y reducir costos de tarifas de redes.

6.3.2 Mercados Eléctricos Regionales

En la UE existe un conjunto de mercados nacionales en lugar de un verdadero mercado único, sin embargo se observa la tendencia creciente a generar mercados regionales integrados por varios países, interconectados más fuertemente entre sí. Aún hoy existe capacidad insuficiente de transmisión como para la existencia de ese mercado único.

Los OS en Europa son fundamentales para que se haga efectiva una transacción comercial internacional, y tienen la responsabilidad de asignar la capacidad de la interconexión en las situaciones de congestión. La coordinación para ello puede darse de diversas formas.

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- Multilateral. En Alemania se realizan subastas conjuntas de capacidad de interconexión, que implica un trabajo coordinado para el cálculo de la capacidad de interconexión.

En algunas ocasiones los OS deben hacer uso del método counter-trading para permitir la factibilidad física de las transacciones pactadas con criterio puramente comercial. El

redispatching también tiene lugar, con redespachos a precios predefinidos.

Por su parte las BE han internacionalizado sus operaciones. Entes como EuroPEX y ETSO propician el empleo de mecanismos de asignación de capacidad y determinación de precios en los mercados spot basados en el market coupling.

En la UE se ha desprestigiado la visión de que los contratos de largo plazo puedan llegar a ser considerados como un obstáculo al comportamiento competitivo por ocupar muchas veces gran parte de la capacidad que puede ser necesaria en el corto plazo. Se reconoce que en un mercado liberalizado, la capacidad asignada en el largo plazo puede reasignarse en el corto plazo mediante mecanismos de subastas, y el uso de la capacidad resulta eficiente. Colombia no posee este mecanismo de liquidez.

6.3.3 Problemas fundamentales para la conformación del mercado único interior

Existen dos problemas fundamentales en la conformación del mercado único interior de energía, y se presentan a continuación.

6.3.3.1Resolución de congestiones

Los mecanismos utilizados para resolver las congestiones en Europa han sido de aplicación específica y han diferido significativamente unos de otros, sin embargo se entiende que es necesario lograr la armonización de estos mecanismos. La recomendación de la Comisión Europea es la de armonizarlos adoptando el mecanismo de subastas implícitas.

6.3.3.2Cargos de acceso y peajes

La UE exige que estos cargos sean transparentes, no se encuentren en función de la distancia, y que la tarifa de los productores sea mayor a la de los consumidores. Adicionalmente, prohíbe la existencia de tarifas específicas a transacciones concretas. Teniendo en cuenta lo anterior, y que se propone eliminar el pancaking, la UE propone lo siguiente: cada agente paga un cargo por conectarse a la red, que le permite intercambiar energía con cualquier otro agente conectado. Los operadores locales de los sistemas deben ser compensados por los costos en que incurren por infraestructuras que utilizan agentes externos, y por último, los OS importadores o exportadores deben compensar a los OS huéspedes por los tránsitos en las redes.

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6.4 Caso específico: Nordel

Se presenta el caso específico del mercado de los Países Nórdicos. [23]

6.4.1 La evolución del proceso de integración

En el periodo anterior a la integración, los mercados de energía de los países nórdicos estaban conformados por monopolios locales y regionales. El proceso de integración comenzó a principios de la década de 1990, cuando el gobierno noruego desagregó las actividades del sector eléctrico. La idea básica de esta reforma fue desagregar funciones y considerar la competencia. Este nuevo diseño del sector se caracterizaría por cuatro factores principales:

- El establecimiento de un mercado común noruego (Statnett).

- La separación de actividades de las empresas verticalmente integradas.

- La posibilidad de venta directa de energía para todos los usuarios, incluyendo los residenciales.

- Un sistema de transmisión de alta tensión.

Paralelamente y usando el mercado noruego como modelo, la industria eléctrica sueca también se reorganizó en 1996. En ese mismo año se unió al mercado spot de noruega, renombrado a NordPool. Por su parte, Finlandia se convirtió en un área de precios independientes del NordPool, sin embargo actualmente se encuentra totalmente integrado al sistema Dinamarca fue el último país en entrar al NordPool. La no existencia de un despacho central y la flexibilidad del gobierno en cuanto a la regulación permitieron una transición mucho más suave.

6.4.1.1Complementariedad de fuentes de energía

En el NordPool es muy importante la complementariedad de los diferentes tipos de generación de energía. Las condiciones geográficas y económicas de la región han hecho que cada país se especialice en un tipo de generación de electricidad diferente. En Noruega, el 99% es energía proveniente de las hidroeléctricas; en Dinamarca, alrededor del 80% de su generación es térmica; Finlandia y Suecia cuentan con sistemas de generación mixta, con combinaciones entre plantas nucleares, termoeléctricas e hidroeléctricas. En los últimos años, las Energías Renovables han experimentado un gran auge.

Para aprovechar al máximo esta complementariedad es necesario contar con un sistema de transmisión eficiente, que permita transportar la energía en las cantidades requeridas a los sitios donde se necesita. El sistema de transmisión de alta tensión posee tres niveles: red nacional, conexión regional y conexión local. Cada país mantiene su OS, encargado de mantener el equilibrio mediante las restricciones técnicas. Sin embargo existe una institución superior, Nordel, que agrupa estos operadores para otorgar mayor cooperación entre ellos.

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6.4.1.2Manejo de congestiones

En los casos donde la energía demandada en un país sea superior a la capacidad de transmisión de la línea que existe, se generan congestiones en la red de transmisión. Existen dos métodos para manejar este tipo de situaciones.

Market splitting- Áreas de precios. Es utilizado para solucionar congestiones de larga duración. Consiste en separar el mercado en zonas de negociación diferentes. Las áreas de precios son: Noruega sur (NO1), Noruega norte/centro (NO2), Dinamarca oeste (DK1), Dinamarca este (DK2), Suecia (SE) y Finlandia (FI). En estos casos los participantes del mercado deben especificar cuál es su oferta para las diferentes áreas de precio.

Counter-trading – Compras de compensación. El operador paga una compensación para que los generadores incrementen o reduzcan la producción para balancear el mercado. Estos costos adicionales son recuperados a través de las tarifas de transmisión.

Los ingresos por rentas de congestión en este mercado se utilizan para reducir los costos de transmisión y, así, bajar las tarifas de transporte y reforzar la red para eliminar las congestiones. [18]

6.4.1.3Cargos de acceso y peajes

Este aspecto se maneja de acuerdo con la regulación vigente para la integración de los mercados de la UE.

6.4.2 Funcionamiento

El NordPool es entonces un mercado que opera contratos bilaterales (que componen gran parte de las transacciones), mercado de contratos financieros (que incluye derivados financieros, forwards y opciones), y opera un mercado spot para contratos físicos (Elspot y Elbas, diario e intradiario respectivamente). También opera un mercado de balance a través de Nord Pool Consulting AS, y tiene una cámara de compensación llamada Nord Pool Clearing AS.

El mercado spot de los países nórdicos opera como una BE, donde se calculan las curvas de oferta y demanda para todo el mercado y se establecen los precios de la energía para cada hora vigentes a todos los participantes. Su cálculo no tiene en cuenta la capacidad de transmisión de las líneas, por tanto es posible que se generen congestiones. El precio de referencia para los contratos bilaterales es el precio de la planta marginal del mercado de oportunidad, despachado por orden de mérito. Por su parte, el mercado financiero está dirigido a proveer liquidez y altos niveles de seguridad en el comercio de contratos de derivados financieros.

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Los beneficios derivados de la integración son el resultado de intercambios entre países de precios altos de energía como Suecia y Finlandia con países de bajo precio como Noruega. Esto se tradujo en una disminución en los precios para los primeros. Por otro lado, Noruega vio su mercado ampliado y obtuvo mejor precio por sus exportaciones de electricidad, adicional al hecho de que el suministro de energía es mucho más confiable. Las demandas y ofertas se han vuelto firmes, hasta el punto en que Dinamarca puede confiar plenamente en la interconexión para suplir su demanda, puesto que hacerlo por sí mismo implicaría un esfuerzo económico y ambiental muy superior. [4]

7

EXPERIENCIA DE COLOMBIA

7.1 Interconexión Colombia-Ecuador

7.1.1 Interconexión en 230 kV

La interconexión en 230 kV entre ambos países consiste en dos líneas de transmisión doble circuito en operación, de aproximadamente 213 km de longitud, y con capacidad de interconexión de 500 MW, entre Pomasqui (Ecuador) y Jamondino (Colombia).

7.1.2 Interconexión en 138 kV

Existe otra línea de interconexión a 138 kV entre Tulcán e Ipiales, con capacidad de 35 MW y 17 km de longitud que entró en operación en 1998. Fue la conexión inicial entre ambos países, iniciando los estudios sobre las posibilidades de armonización de la normatividad en materia eléctrica. A partir de la entrada en operación de la interconexión a 230 kV, esta interconexión opera en forma radial para abastecer a Ecuador.

7.1.3 Motivaciones para el desarrollo del proyecto

Se conoce que el sistema eléctrico de Ecuador tiene un valor medio de CMg de generación mayor a los de Colombia. Durante el período de verano en Ecuador (desde Octubre hasta Marzo), el sistema requiere la utilización de generación térmica mediante derivados del petróleo que aumenta los costos considerablemente. Los precios muestran entonces gran volatilidad y máximos elevados, alcanzándose frecuentemente valores superiores a los 100 USD/MWh. La potencia instalada de Ecuador actualmente asciende a 5.43 GW, con precios spot de 72.2 USD/MWh

Por su parte, el sistema eléctrico de Colombia utiliza gas natural y carbón para la generación térmica, que complementan la generación hidroeléctrica predominante para la formación de precios menores y más estables en la bolsa. Así, la interconexión tuvo como fundamento económico la posibilidad de exportar desde Colombia hacia Ecuador.

Dos hechos viabilizaron la interconexión sin necesidad de realización de contratos de largo plazo, son los siguientes. [12]

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- La certeza de que las transacciones tendrían lugar en el mercado spot, dadas las necesidades de importación de energía de Ecuador y la abundancia relativa de energía a menor costo en Colombia.

- La disposición de ambas autoridades de los países a incluir las redes de interconexión requeridas entre los activos de uso, siendo remuneradas por el conjunto de la demanda del país respectivo. En ambos países las redes de uso general son pagadas por los consumidores mediante cargos estampillados por la potencia máxima (Ecuador) y por la energía (Colombia).

Desde el año 2003 sólo han tenido lugar transacciones spot entre los países, que tuvieron, como estaba previsto, carácter de exportaciones desde Colombia en su mayoría. Esto permitió a Ecuador aliviar situaciones de riesgo de desabastecimiento durante temporadas de estiaje. A continuación se muestran los valores de exportación durante la última parte del presente año. Se observa una tendencia a la baja en la medida en que los precios spot de la bolsa colombiana han aumentado desmesuradamente hasta alcanzar valores históricos durante este período de tiempo.

Figura 4. Interconexión con Ecuador. Fuente: XM

7.1.4 Transacciones Internacionales de Energía (TIE)

Los países de la Can establecieron en su Acuerdo de Cartagena, en el 1969, que sus miembros (Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú) deben desarrollar acciones conjuntas para lograr avances en el proceso de integración económica. Con este fin se aprobó un marco general sobre las interconexiones eléctricas en 2002, la Decisión 536. [12] Posteriormente, los países introdujeron reglamentaciones adicionales que permitieron la realización del comercio spot, mediante las Transacciones Internacionales de Energía, fundamentadas en aprovechar las diferencias en los costos marginales de corto plazo de los sistemas. Las TIE establecen los siguientes acuerdos generales.

Referencias

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