Mercado energético integrado como fuente de desarrollo para el sector eléctrico colombiano

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(1)Mercado Energético Integrado como fuente de desarrollo para el sector eléctrico Colombiano Isabela Gutiérrez Londoño Universidad de los Andes - Facultad de Economía Diciembre de 2011. Resumen Este trabajo explora los retos que imponen el SIEPAC y la interconexión Colombia Panamá en el desarrollo económico del sector eléctrico colombiano y especialmente en la generación de energía eléctrica. Se presenta una ilustración del sistema eléctrico colombiano, y el centroamericano, con el fin de comprender el papel de Colombia dentro de ambas interconexiones y se compilan las opiniones de los principales jugadores del sector en los diferentes países. Se analiza el impacto de las interconexiones con base en simulaciones de costos, flujos y efectos ambientales. El trabajo permite concluir que Colombia tiene grandes ventajas en costos por su capacidad hídrica que le permitirán constituirse como exportador neto y generar desarrollo sostenible para el sector y para el país.. Palabras Clave:. Energía, Desarrollo, Interconexión Colombia Panamá, SIEPAC, Sector eléctrico colombiano. Clasificación JEL: Q40, Q43, H42, H54, F29.

(2) Introducción El sector eléctrico colombiano ha sufrido varios cambios en las últimas dos décadas al pasar de ser un sector estatal a un sector regulado con amplia participación de actores privados principalmente encargados de la generación. Gracias a esto, en los últimos años ha logrado un crecimiento muy importante que le permitió establecer, a junio del presente año, una capacidad efectiva neta de 13,814 mega watts, en adelante “MW” y atender una demanda máxima de potencia de 8,796MW (Unidad de Planeación Minero Energética, 2011). Esto se traduce en un excedente de capacidad de alrededor de 5,000 MW que pueden ser vendidos en mercados internacionales. Esto, unido a un creciente interés de los países por aumentar el intercambio de bienes y servicios, propició el hecho de que en 2008 los presidentes de Colombia y Panamá firmaran un acta de intención para el proyecto de interconexión eléctrica entre ambos países. Por medio de este proyecto se buscaría también comercializar la energía colombiana en los demás países de América Central a través del proyecto de Sistema de Interconexión Eléctrica de los países de América Central-SIEPAC. El proyecto SIEPAC comprende 1,800 kilómetros de líneas de transmisión que unen los 6 países de América Central, mas 103 Km. de interconexión entre México y Guatemala y 614 Km. de interconexión entre Panamá y Colombia (Ver anexos, figura 10). (Empresa Propietaria de la Red, 2011) Así pues sabiendo que el sector eléctrico colombiano es un sector muy dinámico y en constante crecimiento se hace imprescindible estudiar los retos que impondrán el SIEPAC y la interconexión Colombia-Panamá en el mismo. Solo de esta manera será posible responder el interrogante sobre el impacto que el mercado eléctrico integrado puede tener en la generación de energía eléctrica y por ende, en el desarrollo económico del país. Para esto será necesario entender el funcionamiento tanto del sector eléctrico colombiano como del panameño, y de forma más general de otros países centroamericanos como Guatemala y Costa Rica. Hasta el momento los trabajos hechos en esta materia se han limitado a explicar el funcionamiento de las interconexiones en términos de los mercados que se crearán, las regulaciones que se establecerán y los jugadores que las compondrán, sin embargo aun no han habido trabajos que cuestionen el impacto que dichas interconexiones tendrán en el 2.

(3) sector eléctrico y en especial en términos de los generadores del sector. Por lo tanto este trabajo postula una nueva pregunta de investigación que se responde por medio de: visitas y reuniones con los principales participes de la interconexión Colombia-Panamá al igual que del proyecto SIEPAC, un gran componente investigativo y un análisis de modelos de proyección del sector que permiten ver la variación de los precios y la oferta de energía como efecto de la puesta en marcha de estas integraciones eléctricas. Entre las opiniones percibidas por las visitas se encuentran visiones positivas y negativas frente a los proyectos de interconexión. En el caso centroamericano se encuentran aquellos que consideran que la diferencia en esquemas de venta entre los países no permite una armonización regulatoria que impide el éxito de la interconexión, mientras actores de Panamá consideran que estos aspectos serán superados por el hecho de poder acceder a energía mas económica. En el caso colombiano expertos energéticos consideran que el impacto en Colombia de estas interconexiones será muy bajo dado que los intercambios de energía con Panamá serán ocasionales y la capacidad de la interconexión no es relevante para el país. Sin embargo otros consideran que la interconexión con Panamá abrirá una ventana de oportunidad para los generadores colombianos pues les permitirá comercializar su energía en el mercado de corto plazo panameño y tener la opción de participar en contratos de largo plazo. Algunas de estas opiniones coinciden con los resultados arrojados por las simulaciones que presenta este trabajo. En ellas se observa que Colombia al tener costos marginales de producción menores a los países centroamericanos podrá convertirse en exportador neto para esta región. En el caso específico de la simulación del flujo de intercambio se puede observar como el flujo de energía se presentará en su mayoría de Colombia hacia Panamá. El resto del trabajo se dividirá en 6 partes; en la segunda y tercera parte se hará la revisión de literatura relevante y se presentará el marco teórico del trabajo. En la cuarta parte se explicará la metodología y se incluirá información sobre el sistema eléctrico Colombiano y Centroamericano en términos de jugadores, capacidades y tamaño. Esta explicación irá acompañada de una conceptualización de los proyectos de interconexión Colombia-Panamá y Siepac y un análisis del papel de Colombia dentro de ambos proyectos. En la quinta parte se establecerán resultados utilizando proyecciones de los flujos de intercambio, efecto en los costos operativos de los países y efectos ambientales de las interconexiones. Por último se concluirá sobre los resultados encontrados. 3.

(4) Revisión de Literatura Entre los pocos trabajos que buscan el mismo fin de este trabajo aplicado a América Latina se encontró el libro Mercados Energéticos en América y el Caribe publicado por la Federación. de Industrias del Estado de Sao Paulo (FIESP) y la Organización. Latinoamericana de Energía (OLADE). Los autores elaboran una radiografía de los mercados energéticos en toda América Latina para entender mejor los procesos de integración y desarrollo regional y ver cómo dichas integraciones pueden ser vías para el desarrollo sostenible de las regiones. El libro muestra las marcadas asimetrías entre países con grandes reservas de recursos naturales, capacidades de producción y exportación, países con recursos limitados pero suficientes para cubrir sus necesidades energéticas; y países con incipientes recursos que se abastecen total o en gran parte de importaciones. Este libro concluye que la cooperación entre países en materia energética permite lograr una mayor integración y un mejor. bienestar para los habitantes de estos países.. Indudablemente este trabajo comparte la visión del libro en el sentido al concluir que la inversión en el sector energético y el aseguramiento de disponibilidad de energía permite mejorar la calidad de vida de las personas ayudando al desarrollo de un país. Sin embargo este trabajo buscará mejorar esta iniciativa al centrarse en dos casos específicos de integración energética internacional que aún no se han implementado, y por lo tanto estudiará los retos y posibles impactos de los mismos en el desarrollo del sector eléctrico colombiano. Alfredo Muñoz en su estudio para la CEPAL titulado Fundamentos para la Constitución de un Mercado Común de Electricidad presenta las bases para el desarrollo de un mercado común en América Latina y plantea que el beneficio económico debe ser el determinante de la viabilidad de un proyecto de interconexión. El autor plantea que este beneficio debe ser medido considerando los efectos ambientales, cambios en precios, eficiencia y competitividad y tomando en cuenta la forma como la interconexión puede asegurar el abastecimiento de la energía eléctrica. Este trabajo amplia el alcance del estudio de la CEPAL en la medida en que evalúa el impacto de los factores ambientales, de precios y de costos para los casos concretos de la interconexión Colombia Panamá y el proyecto Siepac.. 4.

(5) En materia económica varios autores y entidades han estudiado la relación entre energía eléctrica y reducción de pobreza. Gaye (2007) para el Programa de Naciones Unidas para el Desarrollo PNUD compara el uso de energía en países desarrollados y países en desarrollo y concluye que la diferencia en los servicios energéticos afecta el desarrollo dado que la electricidad, el gas natural y otros, son fuentes importantes para leer, cocinar, comunicarse, entre otros y por lo tanto afecta la productividad, educación, y salud. El estudio plantea que en términos sociales, una mayor cobertura de los requerimientos básicos de energía permite una mayor equidad social, lo cual se aprecia en la figura 9 de los anexos donde se relaciona el consumo de energía eléctrica per cápita y el Índice de Desarrollo Humano (IDH). Ruchansky y Acquatella (2010) estudian también el papel de la eficiencia energética en el desarrollo sostenible y concluyen que una. mejora de la. eficiencia productiva por reducción de costos del insumo energético permite una mejora en la competitividad y tiene un impacto sobre la equidad social. En el caso concreto de este trabajo, se espera que las interconexiones eléctricas mejoren la competitividad del sector eléctrico colombiano por medio de economías de escala que eliminarán aquellas plantas generadoras que no sean eficientes. En la medida en que Colombia tenga menores costos para generar energía se convertirá en un exportador neto que le permitirá garantizar a su población mejor acceso a esta energía y asegurar ingresos que generen desarrollo al sector y al país. Otro grupo de autores han estudiado la relación entre infraestructura y desarrollo. Hirschman (1994) para el reporte del Banco Mundial sobre infraestructura y desarrollo concluye que un país sin la infraestructura necesaria para crecer puede presentar cuellos de botella en su desarrollo y por lo tanto mejoras en infraestructura permiten las condiciones para mejorar el nivel de vida de los habitantes. En la investigación para este trabajo se ha encontrado que para el caso del sector eléctrico colombiano, para el periodo 2008-2018 se esperan inversiones de US$ 6,000 millones, es decir, más de cuatro veces lo que el sector privado invirtió en carreteras, incluyendo los programas de concesiones, durante los años 1993- 2006, y el equivalente a 25% de la inversión promedio anual del sector público para todos los sectores de infraestructura. (Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica, 2008) Si se toma en cuenta que la inversión en infraestrucutra para estos. 5.

(6) proyectos de interconexión puede convertir a Colombia en un exportador neto se puede lograr impactos importantes en el desarrollo económico. FIESP y OLADE, 2010 analizan también el papel de la inversión en infraestructura energética en la promoción de la seguridad del suministro energético y la paz social. Por medio de ejemplos como el de la construcción de la hidroeléctrica Itaipú Binacional y el papel de ésta en la solución de la disputa fronteriza entre Paraguay y Brasil, el libro estipula que la energía se convierte en asunto de seguridad nacional en la medida en que un inadecuado suministro afecta en grandes magnitudes al sector productivo y a los ciudadanos y por lo tanto es imperativo establecer políticas nacionales y exteriores que permitan que no se arriesgue bajo ninguna circunstancia este suministro. Colombia en el caso de la interconexión con Panamá, actuará como exportador principal de energía a este país dadas las ineficiencias y los altos costos del sector panameño, por lo tanto, dado el caso que Colombia incumpla con dicho suministro de energía podría resultar en un problema entre naciones que alteraría el orden del país en varios frentes, no sólo el económico. Este trabajo intentará resumir los términos definidos para estos proyecto a la luz de las regulaciones establecidas de tal manera que, como lo plantea el libro de FIESP y OLADE, se aclare las decisiones estipuladas en términos de seguridad de suministro. A la luz de la literatura revisada, este trabajo se centrará en estudiar los posibles impactos de la Interconexión Colombia-Panamá y el Proyecto SIEPAC en el sistema eléctrico Colombiano y en mayor medida, en la economía del país. Este trabajo no se preocupará por los aspectos de la inversión en infraestructura más allá de mencionar los aspectos técnicos de las redes de interconexión y su posible costo. Sin embargo, sí intentará establecer el impacto en la competitividad del sistema eléctrico por medio de reducción en costos marginales y los efectos en el medio ambiente. Este trabajo podrá concluir sobre los efectos en el desarrollo y la calidad de vida de las personas solamente en la medida en que las simulaciones a utilizar permitan probar que Colombia exportará energía a Panamá y posteriormente a la región centroamericana lo cual desencadenaría en diferentes beneficios en términos de desarrollo y reducción de pobreza.. 6.

(7) Marco Teórico A continuación se presenta una ilustración de los sectores eléctricos colombiano y centroamericano con base en información de las unidades de planeación y manejo de los sectores de cada país. El sistema eléctrico colombiano está compuesto por 4 subsectores principales; aquellos que se encargan de la generación, transmisión, distribución y comercialización. Estos son regulados por la Comisión de Regulación de Energía y Gas, “CREG”, que tiene la facultad de “establecer el reglamento de operación,… el planeamiento, la coordinación y la ejecución de la operación del Sistema Interconectado Nacional y. regular el. funcionamiento del Mercado Mayorista de Energía Eléctrica.” (Comisión de Regulación de Energía y Gas) Dentro de la estructura institucional del sector eléctrico colombiano se encuentra también la Unidad de Planeación Minero Energética UPME cuya función principal es la de “planear en forma integral, indicativa, permanente y coordinada con las entidades del sector minero energético, el desarrollo y aprovechamiento de los recursos energéticos y mineros y producir y divulgar la información minero energética requerida.” (Unidad de Planeación Minero Energética) Del lado de la operación existen tres entidades: el Centro Nacional de Despacho-CND que se encarga de planear, supervisar y controlar la operación de los recursos de generación, transmisión e interconexión, el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales-ASIC, responsable del registro y liquidación de los contratos de largo plazo y de las transacciones en la Bolsa y el Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional encargado de facturar, cobrar y distribuir los cargos por uso del Sistema de Transmisión Nacional (STN). Estas tres entidades se encuentran bajo el control del Operador y Administrador del mercado, XM, filial de la compañía de transmisión Interconexión Eléctrica S.A – ISA. Por último la Superintendencia de Servicios Públicos se encarga del control y la vigilancia y sancionar las violaciones a las leyes y reglas. (XM). Antes de la década de los noventa el sector eléctrico era casi en su totalidad de propiedad estatal y tenía grandes necesidades de expansión y de inversión. Este hecho sumado a la difícil situación fiscal en la que se encontraba el país le impuso al Gobierno el reto de implementar un sistema que incentivara la inversión privada para lo cual fue necesaria la implementación de una regulación con 7.

(8) lineamientos mucho más precisos sobre competencia, eficiencia y redistribución. Con los severos racionamientos como consecuencia del fenómeno de El Niño en 1992 y 1993, el Gobierno tomó la decisión de privatizar varios de los activos de generación e incentivar la generación térmica para evitar futuros racionamientos. Tambén se estableció el modelo de Cargo por Capacidad que estuvo vigente hasta el 2006, el cual remuneraba a los generadores de acuerdo a su capacidad y no a la energía que efectivamente pudieran aportar al sistema. Dado que la capacidad efectiva de generación del país es en su mayoría hídrica (65%)1, era necesario contar con un sistema que garantizara la demanda de manera eficiente en condiciones críticas de abastecimiento hídrico. Así pues, surge el Cargo por Confiabilidad, el cual otorga, por medio de subastas, Obligaciones de Energía Firme, en adelante “OEF”2 y remunera a los generadores por dicha energía y no por capacidad. Este nuevo sistema incentivó la creación de nuevos proyectos de generación al asegurarle al generador que tiene OEF una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado. Como consecuencia de las subastas realizadas en 2008 tanto para plantas existentes como para proyectos de construcción, los generadores se comprometieron a instalar 3,419 MW entre 2012 y 2018 (25% adicional del total de la capacidad instalada del país). En términos del mercado mayorista, Costa Rica tiene una única empresa integrada verticalmente, ICE que compone el monopolio de todo el sistema eléctrico. En generación existen algunos jugadores privados que venden su energía directamente al ICE quien la ofrece al mercado. Al ser el único comprador de energía, no existe un mercado Spot. Este mercado es regulado por la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos-ARESEP y los precios de los contratos son el resultado de un proceso de licitación organizado por el ICE. En El Salvador y Guatemala, el mercado mayorista es descentralizado con participación del Estado en Transmisión y Generación. En El Salvador el mercado está regulado por la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones-SIGET mientras que en Guatemala está regulado por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica-CNEE. En ambos países funcionan un mercado de contratos de compra de energía –PPA y un mercado Spot. 1. Cifras a Junio de 2011. Fuente XM Corresponden a un compromiso de los generadores respaldado por activos de generación capaces de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento. 2. 8.

(9) En el caso de Guatemala, el mercado de contratos representó el 90% de la energía total suministrada en el 2010 y el mercado Spot o mercado de Oportunidad representó el 10%. En El Salvador el mercado de contratos representó a 2009 aproximadamente 40% de las transacciones de energía eléctrica. Este número tan bajo se debe a la transición en la estructura del mercado la cual estaba basada en la oferta de precios de energía del generador y ahora se busca que sea basada en costos. En el caso de Honduras, el mercado mayorista se encuentra centralizado con fuerte participación del Estado en transmisión, distribución y en menor medida, en generación a través de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica-ENEE. Este mercado se encuentra regulado por la Comisión Nacional de Energía. Al ser un mercado integrado verticalmente por la empresa estatal ENEE no existe un mercado de oportunidad-Spot. De esta manera la gran mayoría de compras de energía se hacen por parte de la ENEE mediante contratos de largo plazo por compras directas o licitaciones. Por último, Nicaragua y Panamá tienen ambos un mercado descentralizado con participación del Estado. En el caso del primero, el Estado participa en transmisión y generación mientras que en Panamá hay escasa participación del estado en Generación y distribución aunque la mayoría de la transmisión está a cargo de ETESA, compañía estatal. El mercado en Nicaragua está regulado por el Instituto Nicaragüense de Energía-INE y en Panamá por el Ente Regulador de los Servicios públicos-ERSP. Ambos países cuentan con un mercado de contratos y un mercado de oportunidad o mercado Spot. En Nicaragua la mayoría de las transacciones se hacen por medio de contratos y el precio del mercado Spot está directamente relacionado con el costo de los combustibles líquidos dado que más del 70% de la generación de este país es térmica. En el caso de Panamá, la empresa estatal ETESA licita la contratación de suministro para las distribuidoras y el precio de los contratos es fijado por el proceso de licitación. El mercado de contratos representó a 2009 el 80% de la energía suministrada y el mercado Spot el restante 20%. En la gráfica a continuación se presentan los precios promedio de contratos y de bolsa para los siete países de estudio. En Panamá el precio en bolsa es mayor al precio promedio en contratos lo que implica que haya incentivos para no celebrar contratos ya que para los generadores, vender la energía en el mercado ocasional puede resultar en un mayor precio.. 9.

(10) Esto genera una desventaja para los distribuidores/compradores que en casos normales se beneficiarían de un menor precio de energía por contrato.. USD/MWh. Figura 1. Diferencia en precios de bolsa y contratos 200.0 180.0 160.0 140.0 120.0 100.0 80.0 60.0 40.0 20.0 0.0. 179.1. 178.3 169.5 126.8. 179.2 165.9 126.3. 103.9. 138.3 109.0. 69.8 52.4. Precios Promedio de Bolsa. Precios Promedio de Contratos. La gran diferencia en precios de energía de Colombia y los demás países de Centroamérica confirma uno de los atractivos que tienen tanto la interconexión con Panamá como el proyecto Siepac dado que Colombia se beneficia al ser exportador neto y tener mayor oportunidad de vender su energía, y los demás países se benefician de acceder a energía más económica. Colombia, al igual que la mayoría de países de América Central tiene un mercado de contratos y un mercado ocasional de energía eléctrica. En términos de capacidad instalada, Colombia cuenta con una capacidad superior a la de todos los países centroamericanos juntos y sus importaciones representan el 1% del balance comercial energético. Colombia se sitúa entre los tres primeros países en términos del consumo de energía eléctrica por habitante, luego de Costa Rica y Panamá. En el cuadro 3 de los anexos se presenta una tabla comparativa que resume las principales variables energéticas por país, algunas de las cuales ya se mencionaron anteriormente.. 10.

(11) Metodología Como se mencionó en la introducción, la respuesta a la pregunta de investigación se responderá por tres métodos complementarios. En primera instancia se han organizado visitas con el fin de conocer la opinión especializada de los participantes estratégicos de estas interconexiones tanto en Colombia, como en Panamá, Costa Rica y Guatemala. Esto permitirá obtener percepciones y retos de la mano de los más involucrados en el sector. Por otra parte se hará una exhaustiva revisión bibliográfica que permitirá comprender el funcionamiento del sector de energía eléctrica en dichos países y el surgimiento y funcionamiento de los proyectos de interconexión internacionales. Por último se buscará por medio de los modelos estocásticos de análisis de largo plazo de la compañía operadora del sistema eléctrico colombiano- XM observar e inferir los efectos que dichas interconexiones eléctricas podrían tener en algunas de estas variables del sector eléctrico colombiano. Estos modelos simulan la operación y el despacho del sistema eléctrico colombiano a un horizonte de 120 meses e incorporan las transacciones internacionales con Ecuador y 600 MW esperados a partir de Enero de 2014 para la interconexión con Panamá. En caso tal que los resultados obtenidos por este modelo no sirvan al propósito de este trabajo se buscarán otros estudios o modelos que sí permitan responder la pregunta de investigación de este trabajo. Estos tres métodos en conjunto permitirán concluir sobre la relevancia del SIEPAC y la Interconexión Colombia Panamá en un sector tan dinámico como lo es el sector energético en Colombia y de manera indirecta, el impacto que pueden tener en el desarrollo económico del país.. Resultados Proyectos de Interconexión Colombia-Panama y Proyecto Siepac Habiendo construido el marco teórico del sector eléctrico colombiano y la comparación de los sistemas eléctricos, se realizó una investigación exhaustiva para comprender el surgimiento de los proyectos y los lineamientos principales de su regulación. La Resolución 055 de 2011 emitida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas define todo lo aplicable a los intercambios internacionales de energía entre Colombia y Panamá. Uno de los hitos que marcó el nacimiento del proyecto de Interconexión Colombia Panamá 11.

(12) fue la firma del memorando de entendimiento el 28 de Abril de 2003, por medio del cual ambos países acordaron promover las acciones necesarias para determinar la viabilidad de la integración energética. Posteriormente el primero de agosto de 2008 se suscribe el acta de intención por parte de los presidentes de ambos países y en marzo del mismo año, se firma el. acuerdo entre los ministerios para desarrollar e. implementar el esquema. regulatorio operativo y comercial para el intercambio de energía eléctrica. Para el desarrollo de este proyecto se concibió la Compañía Interconexión Eléctrica ColombiaPanamá S.A., en adelante (“ICP”), con participaciones iguales de las compañías encargadas de la transmisión en cada país, Interconexión eléctrica S.A. (“ISA”), de Colombia y Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (“ETESA”) de Panamá. El proyecto plantea la construcción de una línea de 615km de longitud con capacidad de 300 MW y posible expansión a 600MW. La línea será de conexión a riesgo, es decir sin tarifas aplicadas, donde los propietarios de la capacidad de la línea se definen de acuerdo a un mecanismo de subasta a cargo de la ICP. En esta subasta las compañías elegidas adquieren Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (“DFACI”) es decir, a pesar de que el propietario de la línea es la compañía ICP, aquellos agentes que tengan asignados DFACI tendrán derecho a recibir prioritariamente respecto al dueño de la línea, la renta de congestión recaudada asociada a la capacidad que le fue asignada.. (Comisión de. Regulacion de Energía y Gas, 2011) (ASEP; CREG, 2009) El esquema de la Interconexión Colombia Panamá es un híbrido de los esquemas actuales. de. interconexión. entre. Colombia-Ecuador. y. Colombia-Venezuela.. La. interconexión Colombia Panamá contará con intercambios de energía a corto y largo plazo. El primero está presente en la interconexión Colombia-Ecuador con un despacho coordinado entre los operadores de ambos países, mientras que el segundo está presente en la interconexión Colombia- Venezuela donde existe un contrato bilateral entre la compañía generadora colombiana Isagen y el Estado venezolano. Para el intercambio de corto plazo en la interconexión Colombia- Panamá, se buscará coordinar la hora de despacho de los tres países de tal forma que los despachos puedan hacerse de manera coordinada. XM, operador del sistema colombiano recibe diariamente ofertas de energía de los generadores colombianos a diferentes precios. De acuerdo a esta información, se programa el despacho de energía para cubrir la demanda nacional dando prioridad a aquellos generadores más 12.

(13) económicos. Posteriormente, para la programación del despacho de la interconexión, XM toma los restantes ofertados de energía organiza una oferta de venta de energía para Panamá y Ecuador. Posteriormente recibe ofertas de compra de ambos países y establece curvas de exportación e importación. El cruce de las curvas determina el sentido y magnitud del intercambio. La energía es cotizada en Colombia a un precio P1 y vendida a Panamá a un precio base P1+ X lo cual genera unas ganancias llamadas “rentas de congestión”. Para la interconexión Colombia- Panamá dichas rentas de congestión quedarán en manos de aquellos agentes que tengan DFACI sobre dicha capacidad. En el caso en que la capacidad no esté asignada, las rentas de congestión serán asignadas al propietario de la línea, ICP. Anteriormente, para la interconexión Colombia- Ecuador la energía se exportaba al precio inicial al que se despachaba la demanda nacional y por lo tanto la diferencia en precios por aquellos generadores más costosos debía ser cubierta por los consumidores colombianos. Esto llevó a que con los años se instaurara un esquema de discriminación de precios que permitiera rentas de congestión y aliviara la carga de los consumidores colombianos. Actualmente las rentas de congestión de esta interconexión se reparten por partes iguales entre ambos países. Luego de coordinar el despacho correspondiente con Panamá y Ecuador se buscará coordinar el despacho con el MER, sin embargo opiniones del sector permiten entender que el hecho de que Colombia no pertenezca al MER implica que las ofertas de energía deben hacerse a través de Panamá y por lo tanto Panamá será intermediario y tendrá la primera opción sobre la energía de Colombia. Para el mercado de largo plazo, colombianos (generadores y comercializadores) y panameños pueden establecer contratos bilaterales de intercambio de potencia y/o energía. Sin embargo solo aquellos agentes que hayan adquirido DFACI previamente mediante el mecanismo de subasta de ICP podrán celebrar contratos de intercambio para transportar energía a través de la línea de interconexión. En el caso de la interconexión ColombiaVenezuela, la línea inicialmente fue adquirida a riesgo pero actualmente está en manos de Isagen quien se encarga de negociar directamente con Venezuela. Isagen ofrece energía a Venezuela y en caso de coordinar una transacción pide a XM que coordine el despacho. Este despacho se hace después de haber cubierto la demanda colombiana y de haber despachado la energía a Ecuador. Isagen actúa como único comprador de la energía 13.

(14) directamente con el sistema colombiano y debe negociar la venta con Venezuela. En este caso, la diferencia en precios, o rentas de congestión quedan en manos de Isagen. (ASEP; CREG, 2009) A continuación se resume en una tabla el esquema de la interconexión Colombia- Panamá como una combinación de los esquemas de las interconexiones con Ecuador y Venezuela. Cuadro 1. Interconexiones de Colombia con Ecuador, Venezuela y Panamá Colombia-Ecuador. Colombia-Venezuela. Esquema de la línea. Libre acceso. A riesgo pero interconexión fue asgnada a ISAGEN como único encargado de negociar con Venezuela. Propietario de la línea. Gobiernos. Isagen. Esquema de Ventas. Tipo de Mercado. Despacho Coordinado: XM Isagen ofrece energía a hace oferta de venta luego Venezuela, pide a XM que de cubrir demanda la despache, paga a XM y nacional, Ecuador hace le cobra a Venezuela oferta de compra (Mercado (Contrato bilateral) de corto plazo) Corto Plazo. Discriminación SI de Precios 50% para Venezuela- 50% Rentas de para Colombia Congestión Administración XM-CENACE del despacho. Colombia-Panamá Interconexion asignada mediante proceso de subasta en las dos direcciones de flujo. Se Asignan Derechos Financieros de Acceso a la Capacidad de la Interconexión (DFACI) Agentes Colombianos que sean elegidos en Subasta Despacho Coordinado: Colombia hace oferta de venta y Panamá de compra (mercado de corto plazo) y permite celebración de contratos bilaterales (mercado de largo plazo). Largo Plazo. Corto Plazo, Largo Plazo. NO. SI. En manos de Isagen. En manos de agentes con DFACI o de ICP. XM. XM-ETESA. Aparte de los mercados de corto y largo plazo, también existirán oportunidades tanto para los agentes panameños como los colombianos de participar en contratos de largo plazo en el otro país. En el caso de los generadores panameños que certifiquen capacidad de generación de energía que no haya sido asignada en contratos previos, podrán participar en las subastas de cargo por confiabilidad que lleva a cabo la CREG en Colombia. Por otra parte, los generadores colombianos que adquieran DFACI y garanticen energía en firme en Colombia o que estén inscritos en Panamá como Agentes de Interconexión Internacional podrán participar en el esquema de contratos de potencia firme llamado Acto de Concurrencia el cual está a cargo de ETESA. Estas oportunidades incentivan a los generadores pues les abre una nueva ventana de oportunidad para vender su energía.. 14.

(15) El proyecto Siepac nace como consecuencia de la firma del protocolo del Tratado de Integración Económica de Centroamérica en Octubre de 1993. A pesar de que en estos países ya existían intercambios esporádicos de electricidad por medio de pequeñas redes eléctricas, el proyecto surge para reforzar dichas redes y darle robustez a un mercado integrado capaz de sobrevivir en épocas de racionamiento y responder al crecimiento de la demanda. El proyecto supone la construcción o reforzamiento de una línea de 1,829 km atravesando los 6 países centroamericanos y la creación de un operador regional (Ente Operador Regional) encargado de operar el sistema y administrar el mercado de transacciones regionales, y una entidad reguladora (Comisión Regional de Interconexión Eléctrica) que promueve la competencia de los agentes y vigila el cumplimiento del tratado y sus reglamentos. Con esto se dará paso a la creación del Mercado Eléctrico Regional (MER) como un mercado superpuesto a los seis mercados nacionales regidos por una única regulación (Reglamento del MER) y un único operador por medio del cual se realizan transacciones internacionales de energía eléctrica. El RMER no está vigente actualmente pero se espera entre en vigencia en 2012. Para la construcción de la línea se constituyó la compañía Empresa Propietaria de la Red (EPR) propietaria de la línea Siepac con 11 accionistas entre los cuales se encuentran las compañías de transmisión de energía eléctrica de los seis países centroamericanos, la compañía colombiana ISA, ENDESA de España, y la Comisión Federal de Electricidad de México. La EPR se encarga de la construcción y mantenimiento de la línea. Al igual que en la interconexión Colombia-Panamá el proyecto Siepac tendrá dos mercados, el Mercado Regional de Contratos y el Mercado Regional de Oportunidad o mercado de corto plazo. A pesar de que el proyecto se esperaba concluir antes de 2010, hoy en día solo se presentan intercambios esporádicos de energía entre algunos países debido a obstáculos que generan incertidumbre frente a los acuerdos y contratos de intercambio de energía por posibles problemas políticos. Uno de los principales obstáculos ha sido las diferencias entre los esquemas de suministro de energía, que como se mencionó anteriormente y se ilustró en el cuadro 1, aun existen países cuyo sector eléctrico está en manos totalmente del estado y otros que son de carácter mixto y tienen dos mercados de venta de energía. El proyecto Siepac, al igual que la interconexión Colombia-Panamá, genera beneficios para los generadores ya que crea nuevas oportunidades para que se 15.

(16) comercialicen los excedentes de energía y al mismo tiempo permite que se importe energía de aquellos países con menores costos de generación. Esto en el largo plazo implica una menor necesidad de plantas menos eficientes lo cual genera beneficios económicos para el medio ambiente y reduce los precios para el consumidor final. Un sistema integrado como el centroamericano permite que en situaciones críticas de racionamiento o fallas del sistema, los efectos en el sistema nacional no sean tan fuertes pues la importación de energía de otros países permite que en conjunto se aprovechen mejor las capacidades de generación y se genere una reserva de capacidad instalada capaz de cubrir cualquier contratiempo. (Empresa Propietaria de la Red SIEPAC) (Rieznik, 2009). Visitas en Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica Otra herramienta importantísima en la elaboración de este trabajo fueron las visitas a personas involucradas en las principales empresas que se verán afectadas de forma positiva o negativa por estas interconexiones. En un primer grupo de visitas realizadas en Panamá, Guatemala y Costa Rica se obtuvieron las siguientes opiniones consideradas relevantes para responder la pregunta de investigación. En términos de ETESA, la compañía propietaria de un 50% del proyecto de Interconexión entre Colombia y Panamá, que actúa como socia de Isagen, dicha interconexión permitirá alcanzar una estabilidad en el mercado panameño y lograr precios atractivos para el consumidor final dado que existen muchas distorsiones en el sector eléctrico panameño que encarecen la energía. Entre los problemas que posee este sector está la gran diferencia entre los precios de la energía vendida en bolsa y los precios en contratos de largo plazo, al igual que una gran cantidad de subsidios que se otorgan sin medida. En palabras de un ejecutivo de esta compañía, “la demanda eléctrica en Panamá crece al 7%, por lo tanto, la interconexión con Colombia es un complemento sin desventajas. Además, en un futuro, Panamá podrá vender energía a Centroamérica.” El regulador del sistema Panameño –ASEP considera que la interconexión Colombia-Panamá será una oportunidad de negocio para suplir las faltas de energía, sin embargo tiene desventajas por no tener un Tratado Marco como lo tiene el proyecto Siepac y por lo tanto le genera una fragilidad regulatoria . En Siepac por el contrario, el proyecto nace con el Tratado Marco, el cual es ratificado por todos los países. Para AES, compañía de generación en Panamá, el proyecto Siepac será positivo por las economías de escala que 16.

(17) permitirán reducir los costos ya que sólo se despacharán aquellas con mayor eficiencia y mejor tecnología. Sin embargo, consideran que la línea de transmisión se completará en el 2017. Por otra parte en las visitas a Costa Rica opiniones de individuos conocedores del sector ilustraron como la compañía estatal ICE será la única que podrá proveer energía al MER, por lo tanto las empresas más pequeñas no se beneficiarán del SIEPAC. Sin embargo, existe un proyecto de ley que permitirá a otras compañías de Costa Rica poner excedentes a través del ICE. La Empresa Propietaria de la Red Siepac, la cual se encarga de la construcción y puesta en marcha de la infraestructura, considera que el proyecto ha avanzado en un 85%. Mencionó que a Julio había 4 tramos de 20 completados pero 18 se completarán antes de finalizar el 2011.. Por último, para los miembros del Consejo. Directivo del Mercado Eléctrico Regional CDMER el hecho de que los generadores tienen opción de comprar más barato en el mercado regional y vender más caro en el mercado nacional implicará que el Siepac pueda convertirse en un negocio en mano de los generadores. Durante las visitas realizadas en Colombia se encontraron una mezcla de opiniones frente a los proyectos en cuestión. Algunos expertos del sector consideran que los costos de la interconexión Colombia Panamá pueden ser mayores que los costos de renovar la matriz energética y por lo tanto puede no ser eficiente la construcción de esta línea. Además consideran que los intercambios de energía serán ocasionales y por lo tanto el proyecto no tendrá mayor impacto en el sector eléctrico colombiano teniendo en cuenta también que el tamaño del proyecto es muy pequeño. Para el caso panameño, por el contrario sí podrán haber efectos positivos dada su ubicación privilegiada frente a Colombia y frente a los demás países de América Central pues puede tener la primer opción sobre la energía colombiana. En contraposición, un funcionario de ISA, compañía socia del proyecto Siepac y de la interconexión con Panamá, considera que la interconexión con Panamá permitirá un ahorro del 20% en generación dado que al tener acceso a otros mercados se reduce la necesidad de construir nuevas plantas generadoras. También opina que aunque la interconexión no tendrá ningún efecto en los precios del mercado interno colombiano, los países centroamericanos se beneficiaran mucho por reducción de precios y Panamá tendrá una posición privilegiada al igual que Guatemala frente a México. Al ser países en los extremos, pueden controlar lo que guardan para su mercado interno y lo que pueden enviar 17.

(18) para el SIEPAC además de tener la oportunidad para cobrar peaje a México y Colombia para pasar su energía hacia los países del medio. Frente a este tema, un funcionario de XM aclaró que a pesar de que Panamá tiene primera opción sobre la energía de Colombia, regulación le impide que en caso de no necesitarla para su país no podrá bloquear el paso hacia los demás países de Centroamérica. Por último, en términos del impacto de estas interconexiones en el marcado interno aclaró que dado que el esquema de la interconexión Colombia Panamá permitirá la discriminación de precios y surgimiento de rentas de congestión, no se afectará el precio para el consumidor colombiano y éste no tendrá que responder por diferencias en costos de generación. El beneficio para Colombia surge de tener mayores oportunidades para vender su energía y poder asegurar ingresos por medio de contratos de largo plazo. Simulación obtenida del estudio de la Comisión de Integración Eléctrica Regional El Modelo de planeación y análisis energético de Largo Plazo –MPODE simula la generación hídrica y térmica por recurso y por planta (en GWh/mes), el consumo de combustibles para cada uno de los recursos, niveles de embalses y aportes de los embalses al Sistema Interconectado Nacional y el Costo Marginal de la demanda (en USD/MWh), entre otras a un plazo de 120 meses. Para esto utiliza proyecciones de la Unidad de Planeación Minero Energética y proyecciones de los precios de los combustibles e incorpora información reportada por los agentes sobre la entrada en operación de nuevos proyectos. Este modelo genera resultados de manera autónoma (incorporando información de Colombia por si sola con base en datos de la UPME) y de manera integrada (incorporando información de las interconexiones eléctricas internacionales con información suministrada por los entes operadores de cada país.) Para el caso ColombiaPanamá, el MPODE modela la red de interconexión con información de plantas y costos tanto de Colombia como de Panamá, pero no diferencia la ubicación de dichas plantas y por lo tanto la información se une en una misma base de datos y el sistema la interpreta como tal. El hecho de que la interconexión no ha entrado en operación implica que el sistema sólo incorpora información de la cantidad de energía que podrá ser importada de Panamá o exportada de Panamá hacia Colombia con base en los costos de los recursos y sin tomar en cuenta las restricciones de la línea, ni las regulaciones sobre el intercambio. Para el caso 18.

(19) Colombia Panamá, este modelo simula una cierta cantidad de energía a ser intercambiada por estos países a partir de la fecha esperada de entrada en operación, 2014 de acuerdo con información suministrada por el Centro Nacional de Despacho de panamá. En adición a estas variables, el modelo no arroja efectos en precios o costos, dado que como se mencionó anteriormente, toma toda la información como proveniente de un mismo lugar. Dadas las limitaciones del modelo MPODE para simular los impactos de la puesta en operación de las interconexión Colombia Panamá y el proyecto Siepac, es necesario acudir a un estudio de la Comisión de Integración Eléctrica Regional que estudia y analiza los beneficios de las interconexiones eléctricas en la región andina, MERCOSUR y Centroamérica con información suministrada por los agentes y actores de cada una de las interconexiones. El estudio parte de la construcción de una base de datos que incorpora información de la generación y el potencial energético de cada país con la cual realiza simulaciones hasta el 2017. El estudio utiliza información suministrada por los países sobre proyecciones de demanda de los sectores eléctricos nacionales, entrada en operación de nuevos generadores y otros refuerzos que se tengan proyectados para las redes de transmisión. A continuación se presentan las tasas de crecimiento de mediano y largo plazo utilizadas para las simulaciones. Cada una de estas se obtuvo de los estudios de las unidades de planeación respectivas de cada país.. Cuadro 2. Tasas de crecimiento de mediano y largo plazo Colombia Panamá Costa Rica Guatemala Honduras Nicaragua El Salvador. 2011-2013 3.6% 4.8% 7.6% 5.8% 6.8% 3.8% 4.3%. 2014-2017 3.6% 4.3% 7.1% 4.9% 5.3% 3.3% 4.3%. Entre las variables simuladas dentro del estudio está el Costo Marginal de Corto Plazo (CMCP) promedio3, el cual, como su definición lo indica, señala la oportunidad de 3. El costo marginal de corto plazo (CMCP), en $/MWh, refleja el costo de suministro de 1 MWh adicional en la demanda. En los estudios de interconexión, el CMPC señala la oportunidad para el intercambio (se exporta a partir del país con el menor CMCP) y el beneficio económico de este intercambio (diferencia de los CMCPs × energía exportada (MWh)).. 19.

(20) intercambio dado que aquellos países con menor costo marginal serán aquellos con mayores probabilidades de exportar su energía hacia países con mayores CMCP. Como se observa en la gráfica a continuación, el CMCP promedio de los países de América Central sin Costa Rica y Panamá se encuentra en un promedio de 100 USD/MWh mientras que Panamá y Costa Rica tienen un costo marginal alrededor de 90USD/MWh debido a su mayor proporción de generación hidroeléctrica. Figura 2. Costo Marginal de Corto Plazo 120. USD/MWh. 100. 87. 92. 100. 100. 101. 97. 80 60. 57. 40 20 0. Para el caso de Colombia, como se puede apreciar en el cuadro 1. presentado anteriormente, el 67% de la capacidad instalada es hídrica y por lo tanto el costo de suministrar 1 MWh adicional es mucho menor que el de los demás países centroamericanos. Esto sustenta el hecho de que Colombia es actualmente exportador neto en interconexiones con Ecuador y Venezuela dados sus excedentes energéticos y alta generación hídrica. El hecho de que Colombia tiene un menor costo marginal de Corto Plazo que Panamá permite inferir que la mayoría de los flujos de energía en la interconexión Colombia Panamá se darán desde Colombia hacia Panamá y de la misma manera es probable que Panamá y Costa Rica tengan una mayor ventaja frente a los demás países de Centroamérica con la entrada en operación del Proyecto Siepac. La simulación de estos flujos se presenta a continuación donde se aprecia que con la entrada en operación de la interconexión en el 2014, se exportarán de Colombia hacia Panamá un promedio 182 MW. 20.

(21) en los primeros cuatro años de la interconexión y las importaciones desde Panamá serán de alrededor de 35MW.. Figura 3. Intercambios de energía 184. 200. 185. 185. 175. 150. MW Promedio. 100 50 0 -33. -50. -31. -33. -44. -100 2014. 2015 CO-PA. 2016. 2017. PA-CO. Para el caso del Proyecto Siepac se construyó una grafica que representa los flujos netos de energía de cada país hacia los demás. Números negativos como en el caso de Honduras y Guatemala demuestran que sus importaciones son mayores que sus exportaciones. En el caso de Honduras, la simulación arroja que este país exporta energía a Guatemala pero importa de El Salvador y Nicaragua mientras que Guatemala importa de El Salvador y Honduras. Figura 4. Flujos de energía hacia demás países 250 196 183. 200 150 100. 184 158. 103 94 34 28. 50 0. -8 -3. -50. -26 -40. -100 PA. CR. ES 2016. GUA. HO. NI. 2017. 21.

(22) Teniendo en cuenta la manera como probablemente se comportarán los intercambios de energía en dichas interconexiones se estudia el impacto de la entrada en materia de la interconexión en el costo operativo del país. Para Colombia, el hecho de ser un exportador neto de energía implica también un aumento en los costos operativos. En el gráfico a continuación se puede observar como con la entrada en funcionamiento de la interconexión los costos operativos en Colombia se aumentan y los de Centroamérica en conjunto se reducen. Sin embargo en términos netos (suma del aumento de costos en Colombia y la reducción en Centroamérica), se encuentra una reducción neta en promedio de US $20.5 Millones. Figura 5. Costo operativo en Centroamérica y Colombia: sin y con la interconexión 1400. Millones USD. 1200. 1,242 1,178. 28 1,174 1,102. 1,200 1,124. 30 1,166 1,109 19. 800 600 400. 25. 23. 1000. 15. 12 392 352. 338 293. 355 292. 20. 351 313. 10 5. 200 0. 0 2014. 2015. 2016. Col sin CO-PA. Col con CO_PA. CA con CO-PA. Reducción Neta. 2017 CA sin CO-PA. El impacto en los costos operativos de los países de Centroamérica puede no deberse en su totalidad a los intercambios con Colombia pues la simulación toma en cuenta la interconexión de estos países a través de la línea Siepac. Los resultados en los costos operativos por la entrada del proyecto Siepac se muestran a continuación.. 22.

(23) Figura 6. Costo operativo en Centroamérica: sin y con Siepac 1130. 60. 1124. 1120. 50. 49 1110 1100. 40. 1100 1090. 30 25. 1075. 1080. 1075. 20. 1070 10. 1060 1050. 0 2016 CA sin Siepac. 2017 CA con Siepac. Reducción Neta. De esta manera vemos como el Siepac reduce los costos operativos para los países centroamericanos en los dos primeros años de entrada en operación lo cual permite inferir que la reducción de los costos operativos de Panamá en el 2016 y 2017 puede deberse también al proyecto Siepac y no solamente a la interconexión con Colombia. Entre los resultados esperados de este trabajo se planteó que las interconexiones generarían economías de escala por la eliminación de las plantas generadoras menos eficientes que permitirían una mejora en la competitividad y un impacto positivo en el medio ambiente. Para dimensionar este impacto, utilizando datos provenientes de las unidades de planeación y operación de los sistemas eléctricos de cada país se estimó el posible impacto que podría tener la entrada en operación de las interconexiones en las emisiones de CO2 de las plantas generadoras. En la gráfica a continuación se ve como, tanto Colombia como los países centroamericanos, reducen sus emisiones de CO2. Colombia con la Interconexión con Panamá reduce sus emisiones en un promedio de 225 mil toneladas por año lo cual representa un efecto positivo para el medio ambiente y para la sostenibilidad del sector.. 23.

(24) Figura 8. Emisiones de CO2 600 500. 500 476. 420 382. 400 300. 208 208. 196 196. 420. 420 403. 409. 217. 200. 260 247 186. 100 2014. 2015. 2016. Col sin CO-PA. Col con CO-PA. CA sin interconexiónes. CA con Siepac. 2017. Conclusiones El sector eléctrico colombiano ha presentado un fuerte dinamismo en los últimos años que lo han posicionado como un sector muy atractivo para inversionistas privados. Gracias a la gran capacidad hídrica del país y al fácil acceso a fuentes térmicas, el sector posee grandes ventajas en competitividad y eficiencia frente a otros países. Esto genera un importante potencial de expansión y crecimiento a nivel internacional que incentiva a Colombia a participar en dos proyectos de gran importancia para el sector; el proyecto Siepac y la interconexión Colombia Panamá. En este trabajo se realizó una exhaustiva revisión bibliográfica para entender la composición y funcionamiento del sector eléctrico colombiano y de los sectores de los seis países centroamericanos participantes en el Siepac. Entre los resultados de esta revisión se halló que Colombia posee una capacidad instalada superior a la de los países de América Central en conjunto y un costo marginal inferior al de cada país por separado. Esto implica que la energía producida en Colombia es más económica que la producida en Centroamérica lo cual beneficia a los consumidores de estos países. Dado que Colombia tiene excedentes de energía y capacidad para producirla eficientemente los proyectos de interconexión representan una ventana de oportunidad para los generadores pues les permite comercializar dichos excedentes y generar mayores ingresos por energía que no estaba siendo generada en el país.. 24.

(25) Los resultados presentados en la sección anterior permiten ver que los proyectos de interconexión con Panamá y Centroamérica son atractivos tanto en términos económicos como ambientales. A 2010, Colombia presentó un costo marginal de 57 USD /MWh frente a 100USD/MWh en los países centroamericanos. La diferencia en costos de generación de los países permite sustentar el hecho que los flujos de energía en la interconexión con Panamá se darán de Colombia hacia Panamá, sin embargo, dado que Colombia no pertenece al MER, Panamá será intermediario de esta energía al momento de comercializarla a través de la red Siepac. En términos ambientales las simulaciones arrojaron que tanto los países de América Central como Colombia reducirán sus emisiones de CO2 en los primeros años de los proyectos de interconexión, y se espera que para Colombia dichas reducciones representen un ahorro de 225 mil toneladas de CO2 al año. Opiniones del sector permiten inferir que la interconexión con Panamá ahorrará hasta en un 20% las necesidades de generación del país. Esto junto con las ventajas competitivas para exportar dadas las tecnologías de generación más limpias de Colombia permite concluir que estas interconexiones incentivarán más el uso de energías renovables y de proyectos de interconexión. Para los primeros cuatro años de la interconexión, a partir de 2014, se espera exportar de Colombia hacia Panamá un promedio 182 MW y las importaciones desde Panamá serán de alrededor de 35MW. Para responder a la pregunta de investigación se hizo una revisión de los esquemas de ambos proyectos. En primer lugar se encontró que la interconexión con Panamá recoge las mejores prácticas de los esquemas de interconexión actuales con Ecuador y Venezuela lo que la hace más atractiva para los generadores u otros inversionistas que planeen participar en ella. En este esquema, los generadores se beneficiarán al adquirir derechos financieros sobre la interconexión que les ofrece además, la oportunidad de participar en negocios de largo plazo para suministrar energía a Panamá. Por último, es posible inferir que esta interconexión no tendrá efectos para el consumidor colombiano en términos de precios ya que habrá discriminación de precios que permitirán que la energía del mercado colombiano sea suplida con prioridad haciendo uso de la generación más económica y posteriormente sea suplida la demanda externa a un precio superior al del mercado interno. Estas diferencias o rentas de congestión quedarán en manos de los que posean DFACI 25.

(26) sobre la línea. De esta manera, el generador colombiano se beneficia de la oportunidad de vender más energía y no precisamente de venderla más caro. Finalmente el trabajo permite concluir que un sistema integrado como el centroamericano bajo situaciones críticas de racionamiento o fallas del sistema impide que los efectos en el sistema nacional no sean tan fuertes dado que dichos racionamientos pueden ser mitigados con la importación de energía de otros países. Esto junto con las ventajas anteriormente mencionadas permite ver que la integración eléctrica genera beneficios para los generadores del país exportador al aumentar sus oportunidades para vender su energía, para los consumidores del país importador que se benefician de una energía mas económica que permite reducir los precios dentro del mercado interno y tener mayor acceso a energía más eficiente y para el medio ambiente. Por último, la inversión en estos proyectos de interconexión y el aseguramiento de disponibilidad de energía permite mejorar la calidad de vida de las personas y ayuda en el desarrollo de un país. Para el caso colombiano, los generadores podrán vender su energía a través del mercado de corto y plazo y podrán a su vez asegurar sus ingresos futuros por medio de contratos de suministro a largo plazo. Esto se traduce en mayor beneficio económico para el sector pues mayores ingresos incentivan la creación de empleo y mejoran su competitividad. En la medida en que dicho sector aumente su competitividad y eficiencia podrá brindarle a su población una mejor cobertura y un mayor acceso a esta energía que resultará en un mejor desarrollo en términos sociales. La interconexión con Panamá y el Proyecto Siepac permitirán que Colombia se convierta en exportador neto de energía eléctrica y de desarrollo en otros países de América Central y generará incentivos para multiplicar este desarrollo en otras regiones del continente.. Referencias AES. (27 de Julio de 2011). Interconexión Colombia Panamá. (I. Gutiérrez, Entrevistador) ASEP. (27 de Julio de 2011). Inerconexión Colombia Panamá y Proyecto SIEPAC. (I. Gutiérrez, Entrevistador) ASEP; CREG. (2009). Acuerdo entre la Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (CREG) y la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP). Ciudad de Panamá.. 26.

(27) Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica. (2008). La Expansión de la Generación Eléctrica en Colombia: 2012-2018. Acolgen. Asociación Nacional de Comercio Exterior-ANALDEX. (2008). Propuesta de Valor Sectorial Energía Eléctrica, Bienes y Servicios Conexos. Comisión de Regulacion de Energía y Gas. (7 de Abril de 2011). Resolución No. 055 de 2011. Por la cual se define la regulación aplicable a los Intercambios Internacionales de energía y Confiabilidad entre Colombia y Panamá . Bogotá, Colombia. Comisión Económica para América Latina y el Caribe. (2010). Centroamérica: Mercados Mayoristas de Electricidad y Transacciones en el Mercado Eléctrico Regional. Mexico D.F.: CEPAL. Empresa Propietaria de la Red SIEPAC. (s.f.). Recuperado el Septiembre de 2011, de www.eprsiepac.com ETESA. (s.f.). Centro Nacional de Despacho- ETESA. Recuperado el Septiembre de 2011, de www.cnd.com.pa ETESA. (27 de Julio de 2011). Interconexión Colombia Panamá y Proyecto SIEPAC. (I. Gutiérrez, Entrevistador) Federación de Industrias del Estado de Sao Paulo; Organizacion Latinoamericana de Energía. (2010). Mercados Energéticos en América y el Caribe. Sao Paulo: FIESP, OLADE. Gaye, A. (2007). Access to Energy and Human Development. United Nations Development Programme. I. C. (28 de Julio de 2011). Interconexión Colombia Panamá y Proyecto SIEPAC. (I. Gutiérrez, Entrevistador) Instituto Nicaragüense de Energía. (s.f.). Recuperado el Septiembre de 2011, de www.ine.gob.ni Mercados Energéticos Consultores. (2011). Descripción de los Mercados de Electricidad en Centraomérica. Muñoz, A. (2004). Fundamentos para la constitución de un mercado común de electricidad. Santiago de Chile: Naciones Unidas. Regional-CDMER, C. D. (28 de Julio de 2011). Interconexión Colombia Panamá y Proyecto SIEPAC. (I. Gutiérrez, Entrevistador) Rieznik, R. (2009). El Desafío de la Íntegración Energética Regional. San José. Ruchansky, B., & Acquatella, J. (2010). Eficiencia energética y desarrollo sustentable: Una propuesta metodológica para la evaluación de políticas públicas en eficiencia energética. III Seminario Internacional de Eficiencia Energética. Panamá: Cepal. 27.

(28) Unidad de Planeación Minero Energética. (2011). Evolución de Variables de Generación Junio 2011. Bogotá: UPME. Unidad de Planeación Minero Energética. (2010). Proyección de Demanda de Energía en Colombia. Bogotá: UPME. Unidad de Planeación Minero Energética. (s.f.). UPME. Recuperado el 2011, de www.upme.gov.co Unidad de Transacciones de El Salvador. (s.f.). Recuperado el Septiembre de 2011, de www.ut.com.sv World Bank. (1994). World Development Report: Infrastructure for Development. Washington: Oxford University Press. XM. (s.f.). XM. Recuperado el 2011, de www.xm.com.co. 28.

(29) Anexos Figura 9. Índice de desarrollo humano y consumo de energía eléctrica per cápita (2007). Fuente: Indicadores Internacionales sobre Desarrollo Humano-PNUD, CIA World Factbook, 2007. Figura 10. Línea Siepac. Fuente: EPRSIEPAC (s.f). Recuperado el 2011, de www.eprsiepac.com 29.

(30) Cuadro 3. Comparativo países Centroamérica y Colombia Colombia Panama Costa Rica Guatemala El Salvador Honduras Nicaragua 13,568 1,974 2,605 2,475 1,480 1,610 1,068 Capacidad Instalada (MW) 67% 47% 60% 36% 33% 33% 10% Hidroeléctrica(%) 27% 53% 34% 49% 61% 62% 73% Termoeléctrica(%) 6% 0% 6% 15% 7% 6% 17% Otras(%) 56,888 7,249 9,503 7,914 5,704 6,721 3,295 Total Generado (GWh) Contratos de Contratos, Spot, Potencia Firme Contratos Contratos, Spot Contratos, Spot Contratos Contratos, Spot Tipos de Mercados Confiabilidad y/o Energía, Spot Precios Promedio en Bolsa 69.8 178.3 0.0 103.9 126.3 0.0 109.0 (USD/MWh) Precios Promedio de 52.4 169.5 126.8 179.1 179.2 138.3 165.9 Contratos (USD/MWh) (2009) Tasa de Electrificación (2009). 96%. 85%. 99%. 82%. Estatal INDE ISA (concentra el Privados: 89% Estatal ICE y otras (concentra el monopolio de la del total de la concentran el 86% 23% de la Propiedad del Gobierno transmisión de capacidad del total de la producción de energia) instalada capacidad instalada energía) CREG ASEP ARESEP CNEE Regulador Públicas: EPM Públicas: Privadas: ACP,Egesa Públicas: ICE Publicas:EGEE Principales Generadores Colinversiones, Privadas: AES Privadas: GDF Privadas:TECO EMGESA, AES Panama, Enel, Suez Mixtas: Isagen GDF Suez 797.7 37.5 38.40 138.90 Total Exportación (GWh) 9.7 70.7 62.10 362.30 Total Importación (GWh) Demanda Promedio Anual 6,429 830 1,103 1,049 (MW) Consumo de energía 1,233 1,979 2,021 565 eléctrica por habitante (2009) (kWh/hab) Costo Marginal de Corto 57 87 92 100 Plazo (USD/MWh). 81%. 79%. Estatal CEL (controla el 100% de las centrales hidrícas) SIGET. 74%. Estatal ENEE Estatal Hidrogesa (concentra el (concentra el 100% 37% del total de las centrales de la potencia hidrícas) instalada) CNEE INE. Públicas: CEL Públicas: Privadas: ENEE Públicas: GECSA LaGeo,Duke Privadas: Grupo Privadas: CENSA Energy Terra 89.00 174.20. 13.30 22.10. 43.30 10.20. 695. 836. 378. 1,041. 872. 600. 100. 101. 97. Fuentes: XM, OLADE, CEPAL, CIER, CND Panamá, Unidad de Transacciones SA de CV, Sistema de Información Eléctrico Colombiano-SIEL, UPME, Comisión Nacional de Energía Eléctrica Guatemala, Instituto Nicaragüense de Energía. * Todos los valores están a 2010 a excepción de aquellos que indican que corresponden al 2009.. 30.

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