FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA
“
EL SISTEMA ELÉCTRICO DE INTERCONEXIÓN
PERÚ-ECUADOR Y SU INCIDENCIA EN LOS COSTOS TOTALES
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ
”
TESIS
PARA OPTAR EL GRADO ACADÉMICO DE MAESTRO EN CIENCIAS CON MENCIÓN EN ENERGETICA
ELABORADO POR
ISMAEL V. ARAGÓN CASTRO
FREDY R. EUSEBIO PADILLA
ASESOR
MBA. JAVIER FRANCO GONZALES
AGRADECIMIENTO
A los usuarios del servicio eléctrico del Perú que con sus
aportes al Fondo de CARELEC contribuyen a que se mejore el
nivel profesional y académico de los trabajadores del sector
eléctrico.
A mis profesores y colegas de la Maestría en Ciencias con
Mención en Energética, que me hicieron revivir las épocas de
estudiante universitario en las aulas de la FIME – UNI.
DEDICATORIA
Con inmenso cariño a mis nietos
LUCIA,
DANIEL.ALONSO
ISABEL VALERIA
y ………,
Este trabajo la dedico a mis hijos Clara Ángela y
Fredy Gustavo, a mi esposa Doris Rocío, a mi padre
Pedro y a la memoria de mi difunta madre Clara.
RESUMEN
En la presente investigación se avalúa y analiza la relación causa-efecto de las
variables: “El sistema eléctrico de interconexión Perú-Ecuador” y “los costos
totales de energía eléctrica en el Perú”, durante el periodo 2012-2015. Se
encuentra como resultado que los costos de la interconexión afectan
negativamente los costos de la energía eléctrica en el Perú, puesto que el sistema
tarifario traslada éstos a la tarifa mediante el cargo por peaje del Sistema Principal
de Transmisión. Sin embargo, al haberse aprobado la Decisión CAN 757, que fija
un nuevo modelo de intercambio comercial Perú-Ecuador, se determina que los
ingresos por peajes de transmisión que afectan a las exportaciones reducirán el
efecto negativo de los costos y, para los 3 años estudiados, resultan mayores que
éstos, dando como resultado final que la interconexión incide positivamente
reduciendo los costos totales de electricidad de los usuarios en el Perú, aunque
en porcentajes poco significativos, menor al 1%, por cuanto la interconexión
constituye una porción muy pequeña del mercado eléctrico del Perú.
Aunque el enlace Zorritos-Machala fue concluido el 2004, sólo fue utilizado en
pocas oportunidades para atender situaciones de emergencia o riesgo de
restricción en uno u otro país y no se llegó a efectuar transacciones comerciales
por cuanto la Decisión CAN 536 no se pudo adaptar a las regulaciones vigentes
en Perú y Ecuador.
Al haberse aprobado en la CAN la Decisión 757, que fija las reglas operativas y
comerciales para las transacciones de electricidad entre Perú y Ecuador, se abre
el camino para efectuar transacciones comerciales continuas. Sin embargo, no se
conoce ni se ha estudiado cuál será su efecto sobre los costos totales de energía
eléctrica de los usuarios en el Perú.
Para tal efecto, primero se efectuó una evaluación de la situación del sistema de
interconexión Perú-Ecuador, incluyendo los aspectos técnicos, comerciales y los
evaluaron los costos de las instalaciones y su efecto en el costo de energía
eléctrica para los usuarios, mediante el cargo por Peaje de Transmisión.
Para determinar los volúmenes de importación/exportación, primero se calcularon
los excedentes exportables de electricidad de cada sistema sobre la base de las
proyecciones de oferta y demanda de cada país, bajo algunos escenarios
representativos y luego, mediante un modelo de simulación de despacho
mensual, se proyectaron para cada sistema los correspondientes precios de
oferta de importación y los precios de oferta de exportación, con lo cual se
determinó el sentido del flujo y se calcularon las cantidades de energía a ser
transadas, encontrándose que el Perú será exportador neto y que las
importaciones desde el Ecuador serían muy eventuales, puesto que sus costos de
producción, valorizados a los precios internacionales de los combustibles fósiles,
son muy elevados.
Con esos resultados se determinaron los ingresos derivados de tales operaciones
y los montos a ser asignados a la demanda nacional, constituidos básicamente
por los ingresos por peajes de transmisión. Finalmente, siguiendo los
procedimientos de fijación de precios regulados de electricidad se determinó la
variación de los costos de energía eléctrica de los usuarios en el Perú.
Como resultado de la investigación se concluye que si bien los costos del sistema
de interconexión inciden negativamente en los costos totales de energía eléctrica
de los usuarios en el Perú, los ingresos esperados por las exportaciones son
mayores que los costos, por lo que el efecto neto de la interconexión es positiva,
es decir se obtienen reducciones en los costos totales de electricidad de los
usuarios del Perú, aunque en porcentajes poco significativos, menores al 0.1%,
demostrando también que la interconexión no es significativa para el mercado
eléctrico del Perú.
Palabras Clave: Interconexiones eléctricas internacionales, costos de la
interconexión, transacciones de importación/exportación de electricidad, enlaces
internacionales, precios de oferta de exportación, precios de oferta de
ABSTRACT
This research evaluates and analyzes the cause-effect relationship of the variables: "The electrical system interconnection Peru - Ecuador" and "Total costs of electrical energy in Peru" in the period 2012-2015. It has been found that the interconnection installation costs affect adversely the costs of electrical energy in Peru, as the rating system transfers such payments to the electric rates by a toll on the main Transmission System. However, having adopted the CAN 757 decision it was established a new model for on the Peru-Ecuador trading, it is estimated that incomes from transmission toll paid by exports, will reduce the negative effect of costs and for 03 years studied, they will be higher that such cost by result the interconnection influences positively by reducing electrical energy costs users in Peru, although the percentages are not significant, since the interconnection is a very small portion on the Peruvian electricity market.
Even although the Zorritos-Machala link 220kV TL was concluded since 2004, it
was only used in a few opportunities to meet emergencies or risk restriction in
either country and it did not reach to a business transaction because Decision
CAN 536 could not adapt itself to the regulations in Peru and Ecuador.
In the CAN - Decision 757 has been approved the operational and business rules for the electrical energy transactions between Peru and Ecuador, therefore the existing difficulties were overcome and the way to make continuous business transactions was open. However, it is not known nor has been studied what the effect of the costs and incomes of commercial transactions on the total cost of electrical energy on the users in Peru.
To assess the volumes of import/export, first exportable surplus electricity of each system on the basis of projections of supply and demand for each country under some modeled scenarios were determined and then by a simulation model of monthly electrical energy sales were projected for each system the prices of import supply and prices from export supply for each system, so that the flow direction was determined and the amounts of energy were calculated to be traded, finding that Peru would net exporter and imports from Ecuador would be very few because its production costs, accounted that international prices of fossil fuels are very high.
With these results the income from such operations are determined and the amounts to be allocated to domestic demand, composed basically by incoming transmission toll. Finally, following the procedures for setting regulated prices it was calculated the varying costs of at SEIN electricity consumers.
As a result of the investigation it is determined that although the costs of the interconnection system impact negatively on the overall cost of electricity consumers in Peru, expected income from exports are greater than costs, so the net effect on interconnection is positive, by reducing total costs of electricity consumers although not significant, 0.1% lower percentages are obtained, showing also that the interface is not significant for the electricity market in Peru.
INDICE
AGRADECIMIENTO ... 2
DEDICATORIA ... 3
RESUMEN ... 5
INDICE ... 9
INTRODUCCIÓN ... 15
CAPÍTULO I: DESCRIPCIÓN Y ASPECTOS METODOLÓGICOS DE LA INVESTIGACIÓN 1.1. ÁMBITO DEL DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN ... 22
1.2. ANTECEDENTES BIBLIOGRÁFICOS... 22
1.3. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ... 39
1.3.1. PLANTEAMIENTO DE LA REALIDAD PROBLEMÁTICA ... 39
1.3.2. LA FORMULACIÓN DEL PROBLEMA ... 40
1.4. OBJETIVOS ... 40
1.4.1. OBJETIVO GENERAL ... 40
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 40
1.5. HIPÓTESIS ... 41
1.5.1. HIPÓTESIS GENERAL ... 41
1.5.2. HIPÓTESIS ESPECIFICAS ... 41
1.6. VARIABLES E INDICADORES ... 41
1.7. METODOLOGÍA DE LA INVESTIGACIÓN ... 42
1.7.1. UNIDAD DE ANÁLISIS ... 42
1.7.2. TIPO Y NIVEL DE LA INVESTIGACIÓN ... 42
1.7.2.1.TIPO DE LA INVESTIGACIÓN ... 42
1.7.2.2.NIVEL DE INVESTIGACIÓN ... 42
1.7.3. TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS ... 43
1.8. JUSTIFICACIÓN E IMPORTANCIA DE LA INVESTIGACIÓN ... 44
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO DE LA INVESTIGACIÓN 2.1 LA FUNCIÓN DE LAS REDES ELÉCTRICAS ... 46
2.2 FUNCIONES DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES. ... 48
2.4 ASPECTOS FAVORABLES Y ADVERSOS DE LAS
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD ... 52
2.5 ARMONIZACIÓN DE REGLAS ... 54
2.6 SELECCIÓN DEL NIVEL DE INTEGRACIÓN ... 55
2.7 SIMETRÍAS MÍNIMAS ... 57
2.8 EL MERCADO ELÉCTRICO ANDINO SEGÚN LA DECISIÓN CAN 536 ... ... 61
2.9 ANTECEDENTES DE LA INTERCONEXIÓN PERÚ-ECUADOR ... 63
2.10 CONDICIONES ESTABLECIDAS EN LA DECISIÓN 757 ... 64
2.11 COSTOS TOTALES DE ELECTRICIDAD PARA LOS USUARIOS DEL PERÚ ... 66
2.12 MARCO CONCEPTUAL ... 70
CAPÍTULO III: EVALUACIÓN DEL ESTADO SITUACIONAL DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN PERÚ-ECUADOR, SUS COSTOS, SU INCIDENCIA EN LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ Y LA SITUACIÓN DE LOS ACUERDOS COMERCIALES PERÚ-ECUADOR 3.1 ANTECEDENTES ... 76
3.2 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DEL PERÚ ... 78
3.2.1 ASPECTOS GENERALES ... 78
3.2.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE GENERADOR ... 81
3.2.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN ACTUAL ... 85
3.3 SITUACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ECUADOR .... 85
3.3.1 ASPECTOS GENERALES ... 85
3.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE GENERADOR ... 88
3.3.3 DESCRIPCIÓN DEL ACTUAL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SNI ... ... 91
3.4 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN PERÚ-ECUADOR ... 92
3.4.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS ... 92
3.4.2 CONDICIONES OPERATIVAS... 93
3.4.3 RESTRICCIONES TÉCNICAS ... 94
3.4.4 REGISTROS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN 2009-2012 ... 95
3.4.5 EVALUACIÓN DE LA SITUACIÓN ACTUAL ... 100
3.5.1 CONDICIONES DEL CONTRATO DE CONCESIÓN ... 102
3.5.2 MONTO DE INVERSIÓN... 103
3.5.3 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ... 104
3.6 COSTOS ASIGNADOS A LA DEMANDA DEL SEIN POR CONCEPTO DE PEAJE DE TRANSMISIÓN... 106
3.7 INCIDENCIA SOBRE LOS COSTOS TOTALES DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ ... 108
3.7.1 INCIDENCIA EN LOS COSTOS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN PRINCIPAL Y GARANTIZADO... 108
3.7.2 INCIDENCIA EN LOS COSTOS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOS USUARIOS EN EL PERÚ ... 109
3.8 EVALUACIÓN DE LOS ACUERDOS COMERCIALES PERÚ-ECUADOR ... 111
3.8.1 DECISIÓN CAN 536 ... 111
3.8.2 CONDICIONES ESTABLECIDAS EN LAS IMPORTACIONES E EXPORTACIONES POR EMERGENCIA - AÑOS 2009 A 2012 ... 113
3.8.3 MODELO DE TRANSACCIONES COMERCIALES ESTABLECIDO EN LA DECISIÓN CAN 757 ... 114
CAPÍTULO IV: DETERMINACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE INTERCAMBIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ENTRE PERÚ Y ECUADOR, LOS INGRESOS PARA EL PERÚ Y SU INCIDENCIA EN LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA LOS USUARIOS 4.1 DETERMINACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE INTERCAMBIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ENTRE PERÚ Y ECUADOR 2012-2015 ... 117
4.1.1 METODOLOGÍA ... 117
4.1.2 ESCENARIOS ESTUDIADOS ... 125
4.1.3 DETERMINACIÓN DE LOS CMG DE CADA SISTEMA ... 126
4.1.4 COSTOS TOTALES DE EXPORTACIÓN DEL PERÚ ... 131
4.1.5 COSTOS TOTALES DE EXPORTACIÓN DEL ECUADOR ... 133
4.1.6 DETERMINACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DEL PERÚ AL ECUADOR ... 134
4.1.7 DETERMINACIÓN DE LOS VOLÚMENES DE IMPORTACIÓN DEL PERÚ DESDE EL ECUADOR ... 137
4.2 DETERMINACIÓN DE LOS INGRESOS POR LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON EL ECUADOR ... 137
4.2.1 UTILIDADES COMERCIALES PARA LOS AGENTES ... 137
4.3 INCIDENCIA DE LOS INGRESOS POR EXPORTACIÓN EN LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOS USUARIOS EN EL
PERÚ ... 140
4.4 INCIDENCIA DE LOS COSTOS NETOS DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN EN LOS COSTOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOS USUARIOS EN EL PERÚ ... 143
CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONTRASTACIÓN DE HIPÓTESIS 5.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS ... 146
5.1.1 SITUACIÓN DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PERÚ-ECUADOR. ... 146
5.1.2 COSTOS DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PERÚ-ECUADOR ... 147
5.1.3 INCIDENCIA DE LOS COSTOS DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PERÚ-ECUADOR EN EL COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL PERÚ. ... 148
5.1.4 INGRESOS POR EXPORTACIONES PERÚ-ECUADOR ... 149
5.1.4.1 EXCEDENTES DE POTENCIA Y ENERGÍA PARA EXPORTACIÓN EN AMBOS SISTEMAS... 149
5.1.4.2 PROYECCIÓN DE LOS CMG DE CADA SISTEMA ... 152
5.1.4.3 PROYECCIÓN DE LOS PRECIOS DE OFERTA DE EXPORTACIÓN/ IMPORTACIÓN DE AMBOS SISTEMAS ... 153
5.1.4.4 VOLÚMEN Y SENTIDO DE LOS INTERCAMBIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA ... 154
5.1.4.5 UTILIDADES PARA LOS AGENTES POR EXPORTACIÓN DEL PERÚ A ECUADOR ... 155
5.1.4.6 INGRESOS POR EXPORTACIÓN QUE SE ASIGNAN A REDUCIR LOS COSTOS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOS USUARIOS EN EL SEIN ... 155
5.1.4.7 INCIDENCIA DE LOS INGRESOS POR EXPORTACIÓN SOBRE LOS COSTOS TOTALES DE ENERGÍA ELÉCTRICA DE LOS USUARIOS EN EL SEIN ... 157
5.1.4.8 INCIDENCIA NETA DEL SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PERÚ-ECUADOR EN EL COSTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL PERÚ... 157
5.2 CONTRASTACIÓN DE LAS HIPÓTESIS FORMULADAS... 158
CONCLUSIONES ... 163
RECOMENDACIONES ... 167
ANEXO A: SITUACIÓN ACTUAL Y PROYECCIÓN DE DESARROLLO FUTURO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL PERÚ
A.1 Aspectos Generales ... 172
A.2 Principales características del parque generador ... 175
A.3 Descripción del sistema de transmisión actual ... 180
A.4 Variación anual y estacional de la demanda ... 182
A.5 Aspectos normativos para el funcionamiento del mercado ... 184
A.6 Plan de desarrollo de corto y mediano plazo ... 185
A.6.1 Proyección de la demanda ... 185
A.6.2 Plan de generación... 187
A.6.3 Plan de transmisión ... 189
A.7 Balance oferta demanda interna ... 190
A.8 Costos marginales ... 194
A.9 Excedente para exportación ... 196
A.10 Normas específicas para los intercambios de electricidad con el Ecuador ... 197
ANEXO B: SITUACION DEL SISTEMA ELECTRICO DEL ECUADOR B.1 Aspectos Generales ... 199
B.2 Principales características del parque generador ... 202
B.3 Descripción del sistema de transmisión actual ... 205
B.4 Variación anual y estacional de la demanda ... 206
B.5 Marco normativo para el funcionamiento del mercado ... 210
B.6 Plan de desarrollo de corto y mediano plazo ... 212
B.6.1 Proyección de la demanda ... 212
B.6.2 Plan de generación... 215
B.6.3 Plan de transmisión ... 220
B.7 Interconexiones eléctricas internacionales ... 225
B.8 Balance oferta demanda interna ... 226
B.9 Costos marginales ... 229
B.10 Capacidad de exportación ... 230
C.2 Importaciones del Ecuador ... 240
C.3 Evaluación económica de la exportación e importaciones del Ecuador ... 245
C.3.1 Evaluación económica de la exportación ... 246
C.3.2 Evaluación económica de las importaciones ... 247
C.4 Efecto sobre las tarifas eléctricas ... 247
C.4.1 Exportaciones de electricidad ... 247
INTRODUCCIÓN
Los sistemas eléctricos han evolucionado desde su configuración inicial como
redes locales y aisladas, hasta conformar redes nacionales que abarcan
prácticamente la totalidad del territorio de los países. La siguiente etapa de
evolución fue la interconexión entre sistemas nacionales, a nivel regional y
continental.
Varios son los beneficios que proporciona la interconexión de los sistemas
eléctricos, principalmente para hacer mejor uso de los recursos energéticos y de
la infraestructura eléctrica de cada país, aprovechar las economías de escala por
contar con mercados ampliados, la reducción de precios y la explotación de las
diferencias de comportamiento estacional y horario de la oferta y la demanda de
electricidad. Igualmente, se constituyen como medios de respaldo (back up) para
garantizar la seguridad y confiabilidad de los servicios eléctricos de un país,
reducir inversiones en plantas de reserva y evitar inversión inmovilizada.
Sin embargo, las interconexiones eléctricas no están exentas de introducir efectos
negativos en los sistemas, entre los cuales se mencionan: los costos de la
infraestructura de interconexión, el incremento de los costos marginales internos
del sistema exportador, las distorsiones del mercado, la explotación excesiva de
recursos energéticos no renovables y la contaminación ambiental.
Igualmente se presentan diversas restricciones que constituyen limitaciones o
barreras para alcanzar niveles óptimos de integración. Entre estas se resaltan: las
diferencias en las normas de operación de los mercados eléctricos, los diferentes
estándares de calidad, el nivel de participación del Estado en las actividades
eléctricas, los mecanismos de formación de precios, la participación de los
agentes privados, normas arancelarias y tributarias, y las exigencias ambientales
A nivel mundial hay experiencias exitosas de integración eléctrica entre países, tal
como la Comunidad Europea y la red Norteamericana-Canadiense. Asimismo, en
Latinoamérica se han iniciado varios proyectos de integración tales como el
SIEPAC para la interconexión de los países de Centroamérica, la interconexión
Colombia-Panamá, Paraguay-Argentina-Chile, Paraguay-Brasil y Argentina-Brasil,
entre otros.
El Perú, conjuntamente con los países de la Comunidad Andina (CAN): Colombia,
Ecuador, Perú y Bolivia, y Chile como observador, han suscrito acuerdos para la
interconexión eléctrica regional, plasmados inicialmente en la Decisión CAN 5361.
En este marco, se puso en servicio la interconexión Colombia-Ecuador, que a la
fecha cuenta con 4 líneas en 220 kV que vienen operando satisfactoriamente,
aportando importantes beneficios mutuos para ambos países.
También, como parte de los compromisos asumidos por Perú y Ecuador según la
Decisión CAN 536, el año 2004 se concluyó la construcción de la línea de
interconexión Perú-Ecuador, entre las subestaciones de Zorritos (Perú) y Machala
(Ecuador), en 220 kV.
Sin embargo, desde su construcción esta interconexión no ha operado
comercialmente, dejando de percibirse los beneficios esperados, y por el
contrario, significa un costo adicional para el sistema peruano.
Debido a los problemas de implementación del modelo establecido en la Decisión
536, en Noviembre 2010 se tomó el acuerdo de dejarla en suspenso y autorizar
que se adopten acuerdos bilaterales con mecanismos adecuados para cada
interconexión. En este marco, Perú y Ecuador han llegado a un acuerdo bilateral
que establece un modelo particular que fue aprobado en la Decisión 757 de la
CAN (Agosto 2011)2. Con este marco legal cada país ha adecuado sus normas y
1 Acuerdo de la Comunidad Andina (CAN) 536 “Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”. Publicado en la Gaceta Oficial del Acuerdo de Cartagena, el 19 de diciembre de 2002
reglamentos relacionados con el tratamiento y operación de los intercambios de
electricidad, por lo tanto, por tanto que a partir del 2012, efectuar la exportación/
importación comercial de energía eléctrica entre ambos países.
Ante tal situación, en la presente investigación se busca establecer en qué
medida el sistema de interconexión eléctrica Perú-Ecuador incide en los costos
totales de energía eléctrica para los usuarios del Perú. Se toma como periodo de
estudio los años 2012 a 2015 por dos motivos principales: por ser el periodo de
vigencia estimado del acuerdo comercial Perú-Ecuador y porque para este
periodo se encuentran definidos, con un adecuado grado de certeza, los
programas de equipamiento de nueva generación y transmisión, así como las
proyecciones de crecimiento de la demanda de ambos sistemas.
Para abordar el presente trabajo, primero se efectuó una evaluación de la
situación del sistema de interconexión eléctrica Perú-Ecuador, que comprendieron
en lo siguiente: Los antecedentes del proyecto, el marco normativo y los reportes
sobre la situación y condición operativa actual. También se evaluó las
características y condiciones de los sistemas eléctricos del Perú (SEIN) y del
Ecuador (SNI) y que influyen en la operatividad del sistema de interconexión.
A continuación se evaluó el estado de situación de los costos asociados a las
instalaciones del sistema de interconexión, para lo cual se revisaron los acuerdos
Perú-Ecuador y las condiciones establecidas en el contrato de concesión para la
construcción y explotación del sistema de interconexión, además de los informes
de OSINERGMIN3 sobre fijación de peajes de los sistemas de transmisión y su
asignación a los costos totales de energía eléctrica para el Perú.
También se revisó y evaluó el estado de situación de los acuerdos comerciales de
electricidad entre Perú y Ecuador, en particular se analizó el modelo y condiciones
estipuladas en la Decisión CAN 757 y los reglamentos sobre intercambios de
electricidad vigentes en Perú y Ecuador.
El siguiente paso fue determinar los volúmenes de intercambio (exportación/
importación) de energía eléctrica que se darían entre Perú y Ecuador en el
periodo 2012-2015, según las reglas establecidas en la Decisión CAN 757. Para
este efecto fue necesario revisar y evaluar los pronósticos de oferta/demanda de
cada sistemas eléctrico (Perú y Ecuador) con lo cual fue posible pronosticar los
excedentes exportables de electricidad de cada sistema y luego, mediante un
modelo de simulación de despacho mensual, se proyectaron para cada sistema
los correspondientes precios de oferta de importación (curva de costos marginales
del sistema importador) y los precios de oferta de exportación (costos marginales
del sistema exportador más los cargos por producción adicional y otros cargos
fijados en las normas de cada país), con lo cual se determinó el sentido del
intercambio y se calcularon las cantidades de energía a ser transadas
(importación / exportación) para cada mes del periodo de estudio. Para modelar
las variaciones horarias de la carga eléctrica ésta se dividió en bloques de punta,
media y base.
A partir de los volúmenes proyectados de exportación/importación de potencia y
energía, y los cargos por potencia, transmisión y energía, aplicables a las
exportaciones/importaciones de electricidad; se determinaron los ingresos netos
para el Perú.
Finalmente, aplicando las reglas de asignación de costos e ingresos para los
usuarios del Perú, se determinó cual sería la incidencia de los costos netos del
sistema de interconexión eléctrica Perú-Ecuador sobre los costos totales de
energía eléctrica para el Perú.
Para efectuar el pronóstico de los intercambios de electricidad entre Perú y
Ecuador, se usó como referencia los datos estadísticos y las proyecciones de
oferta y demanda eléctrica efectuadas por las entidades oficiales de cada país:
CENACE y CONELEC en el Ecuador, y MINEM, OSINERGMIN y COES4 en el
Perú.
Dadas las características del trabajo de investigación, para proyectar los
volúmenes de importación/exportación se recurre al uso de herramientas y
métodos de simulación y proyección mediante modelos digitales. Para proyectar
los costos marginales de cada sistema, se ha desarrollado un modelo ad-hoc en
MATLAB, que simula el despacho mensual de las plantas de generación sobre las
curvas de duración de carga mensuales modeladas mediante polinomios de 5to
orden, tomando como oferta la productividad mensual de las hidroeléctricas y de
las energías renovables y las curvas de oferta de precios de las unidades
termoeléctricas, según la información hidrológica, productividad y costos de
producción que utilizan el COES y CENACE en los programas de despacho
anual.
La tesis consta de cinco (05) capítulos y un apartado final dedicado a exponer las
conclusiones y recomendaciones. Se complementa con un listado de referencias
bibliográficas que contribuirá a ampliar la información sobre los diversos aspectos
tratados en la presente investigación, y 3 anexos con los detalles de la situación
actual de los sistemas eléctricos del Perú (SEIN) y del Ecuador (SNI), y los
registros estadísticos de los intercambios de electricidad efectuados en el periodo
2009-2012.
En el primer capítulo titulado “Descripción y aspectos metodológicos de la
Investigación”, se precisa el ámbito en el cual se desarrolló la investigación, así
como los antecedentes bibliográficos. Además contiene: el planteamiento y
formulación del problema, los objetivos que se quiere alcanzar, las hipótesis que
se tiene que verificar o comparar y la identificación de las variables e indicadores.
También se indica la metodología de la investigación, las técnicas de recolección
y procesamiento de datos y se precisa la justificación e importancia de la
investigación.
El segundo capítulo, “Marco Teórico y Marco Conceptual de la Investigación”
presenta los aspectos teóricos importantes en los cuales se fundamenta el
desarrollo de la investigación, así como los antecedentes de la interconexión
regional andina. En este contexto, en este capítulo se expone aspectos tales
como: la función y objetivos de un Sistema Eléctrico de Potencia, funciones y
objetivos que se persiguen en las interconexiones eléctricas, aspectos favorables
y desfavorables de las interconexiones, armonización de las reglas y selección del
nivel de integración. Se expone también los antecedentes de los acuerdos de
interconexión de los países de la CAN. Al final del capítulo se presenta el Marco
Teórico de la Investigación, que contiene el significado conceptual de varios
términos que se utilizan en el desarrollo de la tesis.
En el tercer Capítulo, “Evaluación del estado situacional del sistema de
interconexión Perú-Ecuador, sus costos, su incidencia en los costos de energía
eléctrica en el Perú y la situación de los acuerdos comerciales Perú-Ecuador”, se
revisan los antecedentes de la construcción del sistema de interconexión, las
condiciones establecidas en el contrato de concesión con REP para su
construcción y explotación de las instalaciones de interconexión y la situación
operativa actual, así como sus restricciones técnicas. Igualmente, se evalúan los
costos de inversión, amortización, operación, mantenimiento y utilidades del
concesionario, que son reconocidos por el organismo regulador de precios del
Perú (OSINERGMIN) y que son trasladados a los usuarios mediante el cargo por
Peaje del Sistema Principal de Transmisión. Finalmente, se evalúa como estos
costos afectan o inciden sobre los costos totales de electricidad de los usuarios
del SEIN-Perú. Finalmente se examina y evalúa la situación actual de los
acuerdos comerciales Perú-Ecuador.
En el cuarto Capítulo, “Determinación de los volúmenes de intercambio de
energía eléctrica entre Perú y Ecuador, los ingresos para el Perú por las
transacciones de energía eléctrica y su incidencia en los costos de energía
eléctrica para el Peru”, se describe la metodología y procedimiento para
determinar los volúmenes de intercambio viables comercialmente entre Perú y
Ecuador, según el modelo establecido en la Decisión CAN 757 y las reglas y
procedimientos vigentes en Perú y Ecuador y se determinan los periodos y
magnitud de los intercambios para el período 2012-2015, considerando 3
escenarios de desarrollo futuro de los sistemas. Así mismo, se determina los
ingresos por concepto de peajes de transmisión que son asignados a la demanda
totales del SPT. Finalmente se cuantifica y evalúa la incidencia de estos ingresos
sobre los costos totales de energía eléctrica de los usuarios del Perú.
Finalmente, en este mismo capítulo se cuantifica y evalúa el efecto neto de los
costos e ingresos por el sistema de interconexión eléctrica Perú-Ecuador, y su
incidencia en los costos de energía eléctrica de los usuarios del Perú.
En el quinto Capítulo, “Análisis de resultados y contrastación de hipótesis”, se
expone el análisis de los resultados de las evaluaciones efectuadas en los
capítulos III y IV, y se efectúa el contraste de las hipótesis de la investigación.
La tesis finaliza presentando las conclusiones y recomendaciones que se derivan
del trabajo de investigación, así como la bibliografía que compila las referencias
CAPÍTULO I
DESCRIPCIÓN Y ASPECTOS METODOLÓGICOS DE LA
INVESTIGACIÓN
1.1. ÁMBITO DEL DESARROLLO DE LA INVESTIGACIÓN
La presente investigación se desarrolla en el contexto del Sistema de
interconexión Perú-Ecuador y abarca el ámbito del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional (SEIN) del Perú.
1.2. ANTECEDENTES BIBLIOGRÁFICOS
Desde hace algunos años, diversos sistemas eléctricos nacionales se han
interconectado con los países vecinos, formando redes de alcance regional. Es
particularmente importante la red de la Comunidad Europea, que cuenta con 24
países miembros, y la red norteamericana que enlaza los Estado Unidos de
Norteamérica con Canadá.
Los beneficios de las interconexiones internacionales son diversos, desde las
ventajas operativas por disponer de mayor confiabilidad, así como por el uso
óptimo de los recursos energéticos entre un país y otro, y por los beneficios
económicos que significan para los consumidores y productores de los sistemas
eléctricos.
A fin de aprovechar estos beneficios, en la región latinoamericana se han
emprendido diversos proyectos y acuerdos de interconexión e integración
eléctrica regional, algunos ya en operación y otros en etapa de desarrollo. Los
más importantes son: el Sistema de Interconexión Eléctrica para la América
Central (SIEPAC) que enlaza los sistemas de Guatemala hasta Panamá, el
proyecto de interconexión Colombia-Panamá, el acuerdo de integración eléctrica
y Bolivia; la interconexión Colombia-Venezuela, la interconexión Paraguay-Brasil
sobre la base de la CH binacional de Itaipú, la interconexión Argentina-Uruguay
con la CH binacional de Salto Grande, la interconexión Argentina-Paraguay con la
CH binacional de Yaciretá y la interconexión entre Argentina y el norte grande de
Chile.
Las modalidades de desarrollo de los proyectos de interconexión y los modelos de
funcionamiento de las transacciones son variados, siendo los más ambiciosos el
de SIEPAC y el de la CAN, que se orientan a una integración regional de los
mercados eléctricos.
Al respecto, se ha desarrollado diversos estudios, publicado artículos y discutido
en varios eventos los aspectos relacionados con las interconexiones, su
funcionamiento operativo, funcionamiento de los mercados, evaluaciones ex ante
y ex post de los diversos beneficios operativos, económicos, ambientales, de
seguridad, asignación de las rentas de congestión, y otros; con una visión general
o para cada interconexión específica.
Algunos de estos artículos, que se han tomado como antecedentes para la
presente tesis, se resumen a continuación:
FLÓREZ Y ESCOBAR (2005)5 manifiestan que a partir de la implementación del
esquema de Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo (TIE)
para los intercambios de electricidad entre Ecuador y Colombia, se han producido
beneficios para ambos países, reflejados principalmente en un aumento de
demanda para los productores del país exportador y un aumento en la oferta para
el país importador, lo que ha representado un ahorro en los costos de producción
y unos menores precios de la electricidad.
Indican que el funcionamiento de las transacciones TIE maximiza el uso de las
líneas de interconexión y permite optimizar los recursos energéticos de los países
que se encuentren interconectados, pues las transferencias de energía se
presentan desde el país con menor precio de mercado hacia el país de mayor
precio, lo que conlleva el acercamiento los precios de mercado de ambos países
hasta igualarse o hasta que la capacidad de transferencia de la interconexión lo
permita. A medida que la capacidad de transmisión entre los países se desarrolle,
el beneficio social general será mayor.
Por otra parte anotan que, según el concepto básico de la economía, cuando se
presentan transferencias entre países y como resultado del aumento en la
demanda, el país exportador ve incrementado el precio del mercado, mientras que
en el país importador el precio disminuye. Habiendo resultado que Colombia es el
país predominantemente exportador, los precios de generación se han
incrementado, sin embargo, según el modelo adoptado en Colombia, las Rentas
de Congestión se asignan a la demanda interna para compensar el aumento del
precio interno y evitar trasladar este sobre costo a la demanda nacional.
Asimismo, indican que según las reglas de las TIE Ecuador-Colombia, el supuesto
perjuicio para la demanda nacional del país exportador, se ve compensado de dos
formas: la primera, cuando el país que está exportando se convierte en
importador, el consumidor se beneficia de la disminución en los precios por efecto
de la energía importada a un menor precio; la segunda, es por la asignación de
las Rentas de Congestión a la demanda.
Indican que la manera de determinar el impacto en el precio del mercado es
evaluar el despacho económico con transferencias internacionales y luego simular
el despacho económico sin transferencias internacionales, hora a hora, y de esta
manera se encuentran las diferencias de precios. El país exportador experimenta
un incremento en la demanda, por lo tanto, debe aumentarse su precio de
mercado, mientras que el país importador ve aumentada su oferta, por lo tanto, el
precio de su mercado debe reducirse. Pero no siempre se encontrará dicho
efecto, máxime si el estudio de afectación de precio se hace hora a hora. Puesto
que según el funcionamiento del mercado en Colombia, el agente generador que
está cubriendo en última instancia la demanda, llamado Recurso Marginal, es
potencia suficiente como para cubrir las exportaciones de energía por
transacciones TIE, entonces el precio del mercado del país exportador no registra
cambio de su precio, este es el caso en la gran mayoría de las veces para el
mercado colombiano.
Por otro lado, manifiestan que la diferencia de precios de ambos mercados origina
las Rentas de Congestión y que estas rentas en Colombia se le asignan a la
demanda, por lo tanto, Colombia minimiza el impacto del aumento del precio por
exportaciones en el consumidor, generando así un beneficio agregado positivo
con las transacciones de energía TIE.
Al efectuar los balances de los intercambios registrados en los años 2003 y 2004,
encuentran que el beneficio social para Colombia fue de 54 y 114 millones de
dólares, respectivamente, constituyendo un alto porcentaje las rentas de
congestión (44 millones el 2003 y 76 millones el 2004).
Al evaluar el impacto de las transacciones en el precio de bolsa de Colombia,
encuentran que el mayor incremento se presenta en la punta dos (hora 18 a la
21), donde la demanda supera los 7.500 GWh. Es en este momento donde se
puede apreciar un verdadero cambio del precio de bolsa por impacto de las
transferencias TIE. En demanda media y baja no es usual el cambio del precio por
no requerirse un recurso de generación adicional para atender la demanda, tal
como se aprecia en la siguiente figura:
Impacto de las exportaciones Colombia-Ecuador en el precio de Bolsa
Al extender la evaluación al periodo 2003-2004, encuentran que el sobrecosto
para la demanda nacional por el incremento del precio de bolsa para el 2003 fue
de US$ 86,00 millones, mientras que la compensación por Rentas de Congestión PB /$/kWh) 0 20 40 60 80 100
P1 P3 P5 P7 P9
P1 1 P1 3 P1 5 P1 7 P1 9 P2 1 P2 3
fue solo de US$44,12 millones, resultando un perjuicio neto de aprox.US$41,88
millones. Por el contrario, el beneficio neto de la demanda colombiana para el año
2004 fue de US$54,30 millones, aprox., ya que para este año se dio un
sobrecosto de US$21,38 millones por aumento de precio de bolsa, en tanto que
las Rentas de Congestión fueron de US$75,68 millones. En consecuencia el
beneficio neto total para la demanda colombiana durante el 2003 y 2004 se
calcula en US$12,4 millones.
Al evaluar los beneficios para el Ecuador, encuentran que como país importador
ha tenido múltiples beneficios, pues la importación significó el 12.6% de su
demanda durante el 2003, la cual, de no existir la interconexión hubiera sido
cubierta con centrales a petróleo de alto costo de producción, e incluso sufrido
eventuales racionamientos. El decremento en los precios de la energía para los
primeros 12 meses de operación de las TIE, fue en promedio de 1,80 US$
cent/kWh (24,13% del precio del mercado) que totalizó un ahorro por la
disminución en los costos de operación del sistema de US$96,99 millones.
Igualmente, al no tener que atender su demanda con las centrales obsoletas de
muy altos costos de generación, Ecuador se ha beneficiado con la disminución en
el consumo de combustible que en la mayor parte de los casos correspondía a
combustibles líquidos con alto grado contaminante. En el primer año de operación
de las TIE, este ahorro acumulado alcanza un monto de US$ 82,6 millones. En
consecuencia el beneficio total para el Ecuador fue de US$ 179,6 millones.
Concluyen que pese a los beneficios de las TIE, el esquema debe evolucionar
hacia la coexistencia de los tres esquemas comerciales de largo plazo (contratos
financieros) y de corto plazo, limitados a la capacidad de exportación/importación
de las líneas de interconexión, donde los contratos financieros puedan honrarse
con los flujos reales a través de la interconexión sin que el vendedor quede
expuesto a honrarlos comprando en mercado del otro país. Este esquema sería
aplicable con la implementación de las subastas de derechos de congestión, lo
cual da una señal clara de expansión de transmisión y es positivo pues permite
que los agentes del mercado seleccionen el tipo de transacción más adecuado a
SALAZAR y ARGUELLO (2005)6 efectúan un análisis técnico, conceptual,
normativo y descriptivo del tema de la asignación de las rentas de congestión
(RC) en las Transacciones Internacionales de Electricidad – TIE, centrándose en
el caso Ecuador–Colombia. Luego analizan las experiencias internacionales en la
asignación de rentas de congestión y bosquejan una propuesta para reconsiderar
el método utilizado entre Ecuador–Colombia: “generador ficticio”.
Indican que el concepto de “generador ficticio”, es utilizado en varios mercados,
sin embargo es un concepto aplicable a mercados con equilibrio de precios e
intercambios ocasionales y en ambos sentidos (ejm. Colombia– Venezuela). En
mercados con exportaciones sistemáticas de un solo lado (Colombia–Ecuador),
este concepto necesariamente coloca al país importador en una clara situación
discriminatoria, pese a que abre y permite el mercado; por lo que este modelo
comercial no está en concordancia con el Acuerdo de Cartagena7.
Expresan que el principal problema del modelo que se aplica entre Ecuador y
Colombia, es que se asigna la mayor parte de las Rentas de Congestión (RC) a
Colombia (predominantemente exportador) en desmedro del Ecuador
(importador), lo cual se contradice con los acuerdos sobre interconexión regional,
por el cual las Rentas deben beneficiar a ambos países según criterios de
eficiencia y equidad. Se indica que para asignar la RC se puede utilizar alguno de
los siguientes criterios: utilitarista, igualitarista o Rawlsiana.
También explican, desde el punto de vista de la teoría económica, cómo las
transacciones de electricidad afectan los precios del sistema exportador y del
importador. En el primer caso se presenta un incremento de demanda y el
consiguiente incremento de precios, beneficiando directamente a los generadores;
en tanto, en el sistema importador se produce un incremento de oferta por el cual
el beneficio se traslada a la demanda. Sin embargo, al producirse congestión en
el enlace de transmisión, se genera la Renta de Congestión por la diferencia de
6
GABRIEL SALAZAR-GABRIEL ARGÜELLO: “Rentas de congestión en las transacciones internacionales de electricidad; análisis para las transacciones Ecuador –Colombia”. CENACE. Ecuador. Año 2006.
7Acuerdo de Cartagena, Acuerdo suscrito por Colombia, Ecuador, Perú, Bolivia y Chile para la
precios entre las barras de exportación e importación. Puesto que estos ingresos
no pueden ser asignados al titular de la línea de transmisión, se deben llegar a
acuerdos bilaterales sobre su asignación. En las transacciones Ecuador-Colombia
se acordó asignar en su totalidad al país exportador, que lo destinó a reducir los
precios de su demanda interna, modelo que es cuestionado en el estudio.
Asimismo, explican que la evaluación de los beneficios de una interconexión no
puede ser realizada de manera objetiva una vez construida, porque una
evaluación objetiva sólo puede ser realizada ex ante (en el momento en que toma
la decisión de la inversión) y se disponen las alternativas existentes en ese
momento. Una interconexión eléctrica entre dos países impacta en los precios de
los mercados mayoristas de ambos países en el corto plazo y bajo ciertas
condiciones también podrían impactar en el largo plazo. Es necesario entender al
mercado eléctrico como un mercado dinámico que responde a una señal de
precios y como consecuencia de ella se instala generación.
Añaden que en esa dinámica, el costo marginal de largo plazo representa al costo
en que los nuevos generadores entran y ese costo es, en principio y para las
magnitudes que pueden estar en juego en este análisis, invariante con el
incremento de demanda. En consecuencia en el largo plazo ambos países verán
prácticamente no afectados sus costos marginales y el beneficio que obtienen de
la interconexión en el mercado dinámico estará limitado a los correspondientes de
corto plazo. En el corto plazo, cuando los mercados no han llegado a un equilibrio
por el ingreso de nueva generación o el mercado no descontó el ingreso de la
interconexión seguramente subirán los precios en el mercado exportador y
bajarán en el mercado importador.
Concluyen en que la asignación de rentas de congestión al país exportador no
cumple con los principios del Acuerdo de Cartagena porque no promueve el
desarrollo equilibrado y armónico del Ecuador al dejarle sin los principales
beneficios de la integración eléctrica y porque no se produce una distribución
equitativa de los beneficios. La asignación que Colombia hace de las rentas,
propia, indica que por medio de esta regulación se definen precios que no reflejan
costos económicos eficientes.
ALFREDO MUÑOZ (2004)8 indica que los recursos energéticos que existen en
América Latina son abundantes, por lo que podrían ser utilizados para abastecer
en forma económica y segura las necesidades de la región mediante la
integración energética y de manera particular mediante la integración eléctrica.
Para que ello se logre, se requiere eliminar las barreras que impiden la integración
de los mercados eléctricos, lo que conlleva no solo la construcción de líneas de
transmisión que interconecten a los distintos países, sino que además se
establezca un conjunto de aspectos tales como la misión de los gobiernos, las
reglas para que la inversión pública o privada se concreten y las normas y formas
de operar la interconexión.
Como resultado principal de su estudio presenta las bases para el desarrollo de
un mercado común de electricidad en América Latina y propone impulsar este
proyecto a través de relaciones y proyectos bi o tri nacionales, basados en la
satisfacción de requerimientos y beneficios reales y significativos, lo que se
traducirá en experiencias concretas y positivas, y en el desarrollo de la
infraestructura básica a nivel regional.
Afirma que este proceso exige la participación activa de los gobiernos
involucrados, de tal modo que sea posible llegar a acuerdos que permitan la
superación de los obstáculos que derivan de los diversos diseños de mercado y
marcos regulatorios que existen en la región.
Además, resalta que el interés o beneficio económico de una interconexión, ya
sea evaluado desde el punto de vista social o privado, debe ser elemento
determinante para impulsar los proyectos. Al respecto, plantea que estos
beneficios deben ser evaluados tomando en consideración: la generación de
efectos ambientales positivos, la disminución de precios, el incentivo de la
eficiencia y de la competitividad, y el incremento de la confiabilidad y la seguridad
del abastecimiento de energía eléctrica.
8 ALFREDO MUÑOZ RAMOS. “Fundamentos para la constitución de un mercado común de
Al tratar el aspecto de los beneficios económicos, indica que existe un escenario
en el que nadie pierde y todos ganan. Ganan los usuarios finales porque se
obtiene energía desde el lugar que resulta más barato y porque las posiciones
dominantes de las empresas se ven contrarrestadas por la presencia de nuevos
agentes. Aparece un nuevo negocio, de importación/exportación de energía
eléctrica, que generará ingresos y rentabilidad para los que inviertan. Ganan las
empresas generadoras del país exportador, abriéndose nuevas fuentes de
ingresos, aunque pierdan algunos generadores del país importador, lo cual es
necesario regular mediante disposiciones de cada gobierno.
Respecto a la operación económica de la interconexión, indica que los temas
relevantes que deben ser definidos por la autoridad regulatoria de cada sistema
son, entre otros: el cobro de peajes por transmisión y de los servicios
complementarios como es el de reserva operativa, inyección de potencia reactiva,
inyecciones de energía activa en situaciones de emergencia y otros.
Entre sus conclusiones indica que el empleo integral de los recursos energéticos
de América Central y del Sur tiene innumerables ventajas para le región:
aprovechamiento de economías de escala, mejora de la confiabilidad, uso de
recursos renovables, disminución de los costos y precios de la energía.
Finalmente recomienda avanzar decididamente en el proceso ya iniciado de
interconexión eléctrica, asegurando la participación activa de los gobiernos,
puesto que el desarrollo de interconexiones eléctrica no puede ser resultado de la
mera interacción entre agentes de mercado interesados en eventuales
transacciones energéticas.
JULIO CORREA y JOHN J. GARCÍA (2013)9 analizan el impacto que tendría la
integración energética entre Colombia y Panamá sobre el precio Spot en Panamá.
Por medio de un modelo de Vectores de Corrección del Error (VEC) con datos
mensuales entre el 2000 y 2011 y un análisis impulso-respuesta del
comportamiento del precio Spot ante choques de importaciones e incrementos de
9 JULIO ANDRÉS CORREA-JOHN J. GARCÍA. “Interconexión Eléctrica Colombia-Panamá:
costos de combustibles en Panamá y exportaciones desde Colombia. También
efectúan un pronóstico del precio Spot entre Enero y Julio del 2012.
Indican que el desarrollo de la interconexión eléctrica entre Colombia y Panamá,
se ha promovido bajo el fundamento de una visión de integración de los mercados
energéticos de orden regional, lo cual crea oportunidades de intercambio de
energía que permiten optimizar los recursos energéticos generando condiciones
adecuadas para minimizar los costos de energía y aumentar su confiabilidad. Se
trata de dos países con matrices energéticas diferentes; Colombia tiene un
predominio significativo de hidroelectricidad, lo cual lo hace competitivo para
exportar energía de menor costo a Panamá, reducir los precios de la energía en
este último país y a su vez, presentar un efecto positivo vía ahorros de emisiones
de CO2 por la reducción de la generación de energía de origen térmico en
Panamá.
También expresan que algunos beneficios de la integración son:
• Contribuir a la seguridad energética y brindar mayores oportunidades de
negocio para todos los agentes de la cadena productiva del sector eléctrico.
• Aprovechar las diferencias de consumo diario y estacional.
• Complementariedad hidro-térmica entre regiones.
• Posibilitar el acceso a fuentes de generación económicas con el consecuente
beneficio para los usuarios.
• Permite un uso optimizado de los recursos energéticos, asignaciones
eficientes de costos y de la generación hidrológica excedente, parque térmico
de respaldo y demanda a abastecer.
• Promueve la eficiencia energética y contribuye con el ambiente, puesto que
implica ahorros de combustible y reducción de emisiones.
• Permite mejorar la calidad en la prestación del servicio, el fortalecimiento de
• El estado actual de los dos mercados incentiva su interconexión física como
base para la construcción de un mercado supra-regional (MER).
Para analizar el impacto sobre el precio del mercado ocasional de Panamá (Spot),
a partir de la interconexión Colombia-Panamá, los autores utilizan un modelo de
Vector de Corrección de Error, considerando información de intercambios de
energía, costos de combustibles, generaciones por tecnología térmica e hidráulica
y niveles de los embalses en Colombia y Panamá, además de incluir los eventos
climáticos relacionados con los fenómenos El Niño y La Niña fuertes.
Indican que el modelo VEC es un sistema de variables que hace de cada variable
endógena una función de su propio pasado y del pasado de otras variables
endógenas del sistema, el cual permite analizar la interrelación entre las
diferentes series de tiempo. Se caracteriza por incorpora variables que guardan
una relación de equilibrio de largo plazo entre ellas. Este modelo es diseñado
para series no estacionarias que sean co-integradas, es decir con una
combinación lineal de variables no estacionarias, lo cual posibilita ciertos análisis
que permiten extraer información muy valiosa de las series de tiempo.
Explican que las variables utilizadas en el modelo VEC propuesto son: el precio
Spot de producción de energía en Panamá, dos (2) variables dummy para
controlar los efectos climáticos de Niña fuerte y Niño fuerte, ocho (8) variables
más que incluyen el precio de combustible para las plantas térmicas (Bunker C),
información hidrológica de los principales embalses (Lagos Bayano y Fortuna),
generación total hidráulica y térmica e intercambios de energía (Importación,
Exportación). Debido a la complementariedad hidrológica con Colombia, se
incluye una serie relativa al agregado de los embalses del mercado colombiano.
La información utilizada corresponde al periodo enero 2000 a julio 2012.
Indican que a partir de los resultados obtenidos, como era de esperarse, al
aumentar el costo de generación de la energía térmica, aumenta el precio Spot en
Panamá. Asimismo, la variable importaciones presenta un signo negativo, lo que
indica que en la medida que aumenta el nivel de importaciones, por ejemplo
marginal en Panamá disminuya. Por un aumento de un 1% en las importaciones,
el precio Spot en Panamá se reduciría al 12%.
Asimismo anotan que el análisis impulso/respuesta y la descomposición de
varianza permitió establecer que un choque en los precios de los combustibles de
los generadores térmicos, es un factor que incide positivamente en el costo
marginal de la energía en Panamá. Este aumento en el costo marginal podría
verse revertido, ya que se podría sustituir parte de la generación térmica por
importaciones desde Colombia, a un precio inferior.
Por otro lado, explican que la respuesta del precio Spot ante conflictos en los
embalses colombianos presenta un impacto negativo a mediano plazo, lo cual
indica que el costo marginal en el mercado Spot de Panamá tendría una
reducción con la interconexión con Colombia vía aprovechamiento de la
complementariedad hidráulica entre los dos mercados. A pesar de que el precio
del Mercado Ocasional de Panamá tiene gran volatilidad, el pronóstico realizado
presenta un buen ajuste dentro y fuera de la muestra. Fuera de la muestra el error
medio absoluto relativo fue de 7.38%, y el error absoluto porcentual promedio fue
de 16.57%.
Finalmente recomiendan que para futuros trabajos, se contrasten los resultados
obtenidos en su investigación aplicando técnicas de inteligencia artificial como son
las redes Neuro-Difusas o las redes Bayesianas, que en principio deberían llevar
a resultados muy similares.
CATALINA GÓMEZ (2012)10 trata el tema de la formación del precio en las
transacciones internacionales de electricidad (TIE) entre Colombia y Ecuador,
describe su principal regulación y las características más importantes de ambos
mercados, haciendo énfasis en la formación del precio de exportación y la
comparación de precios para determinar el sentido del intercambio. Al respecto
indica que ambos países intercambian energía eléctrica mediante transacciones
Spot de corto plazo –TIE- buscando optimizar los recursos energéticos de los
10 CATALINA GÓMEZ TORO. “Formación del precio de las transacciones internacionales de
países, ya que la transacción se da cuando el precio del país exportador es menor
que el precio del país que demanda energía y también para respaldar déficits de
energía, cuando un país no tiene como cubrirlo con recursos propios.
Resalta, además, que para las TIE deben considerarse otros dos factores claves:
por un lado la interconexión física (redes) y por el otro la armonización regulatoria,
que se evidencia en las leyes del sector eléctrico y con las Resoluciones de los
reguladores.
Para que Ecuador importe energía (caso predominante a través del tiempo) debe
cumplirse lo siguiente:
POI - Pumbral > PONE
POI : Precio de Oferta de Importación de Ecuador
PONE : Precio de Oferta de Exportación de Colombia
Pumbral : margen de seguridad a la decisión del sentido de la transacción.
El PONE de Colombia se calcula de la siguiente manera:
PONECol = Pb + CMR + CRAE + CP + CU + Serv
Pb : Precio de bolsa
CMR : Costo medio de las restricciones
CRAE : Costo de restricción asociada al enlace
CP : Costos de pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y
Sistema de Transmisión Regional (STR)
CU : Cargo por uso del STN y STR (CU)
Serv : Servicios del Centro Nacional de Despacho (CND)
Además, en el artículo se presenta dos ejercicios econométricos: análisis de
componentes principales y beta convergencia; para observar si ha existido
convergencia de los precios entre estos dos países llegando a la conclusión de no
También expresa que, siendo el objetivo principal de las TIE lograr la integración
entre Colombia y Ecuador, se analiza si éste se ha logrado, haciendo un análisis
de convergencia entre los precios PONE y el costo marginal de Ecuador.
Gómez, explica que, según la estadística 2003-2012, las diferencias de precios
entre el PONE y el costo marginal del mercado ecuatoriano no se están
acercando a cero y que, además, se muestra que no ha existido una correlación
entre éstos. Para corroborarlo hace un análisis de componentes principales, como
el propuesto por Evans (2008)11, que busca explicar la mayor cantidad de la
variación con el menor número de componentes posibles, haciendo un análisis de
los valores propios de la matriz de correlaciones. Las variables utilizadas tienen
en cuenta los efectos estacionales a los que están sujetos los precios de la
energía, especialmente los colombianos que dependen altamente de los veranos
e inviernos que afectan su capacidad hídrica. Los resultados indican que el
mercado está segmentado en tres partes lo que implica no convergencia de los
precios
Por último, la autora hace un análisis de beta convergencia, que busca mostrar
que a través del tiempo las diferencias entre los precios han ido disminuyendo,
esto se hace calculando las diferencias entre los precios y explicarlo con respecto
a su rezago. También en este caso sus resultados son congruentes con el análisis
anterior, es decir no existe convergencia entre el PONE y el precio del mercado
ecuatoriano, es más, las diferencias han ido creciendo a través del tiempo dado
que el beta del rezago da positivo y significativo. Por lo tanto, concluye que en 10
años de operación de la interconexión Colombia-Ecuador no se ha producido
convergencia de precios sino, por el contrario, éstos se distancian más.
Finalmente, recomienda que para hablar de integración de mercados eléctricos,
por ejemplo como lo ha hecho el Nord Pool12 se requiere avanzar no solo desde el
punto de vista institucional y normativo, sino que es necesario hablar de entes
11 EVANS, L., GUTHRIE, G., AND VIDEBECK. “Assessing the integration of electricity markets using principal component analysis: Network and market structure effects”. Contemporary Economic Policy, (2008).
supranacionales como un único ente operador y regulador del sistema, así se
apoyen en los entes existentes en cada mercado. Por su parte la voluntad política
juega un papel determinante, ya que si esta no existe o es muy volátil, es muy
complicado establecer acuerdos que ayuden al beneficio de los países
implicados. No obstante, surgen preguntas interesantes tales como si el objetivo
final es la existencia de un único mercado o por el contrario, a pesar de que no
haya una convergencia en precios, aún se justifica por el beneficio que
representan, no únicamente en términos de la garantía de suministro, sino por el
beneficio para los agentes implicados; ya que es claro que el país con recursos
más costosos obtiene una reducción en el precio para el usuario final.
HASSON (2004)13 al analizar el proceso de integración eléctrica de los países de
la Comunidad Andina (CAN) encuentra que ésta se ha conducido con notable
eficacia y merece un análisis que permita extraer conclusiones y enseñanzas para
transitar el proceso de integración eléctrica regional.
Indica que la integración eléctrica es un concepto con contenido técnico preciso
ya que implica el despacho conjunto – o al menos coordinado – de los recursos
eléctricos. Sin embargo, no siempre se respeta ese contenido, ya que se tiende a
hablar de integración cuando esa situación no está configurada.
Precisa que si se analizan las interconexiones eléctricas internacionales desde el
punto de vista de su operación física, puede distinguirse varios niveles de
coordinación: Integración plena, integración parcial, intercambios programados
por contratos e intercambios de excedentes.
Igualmente expresa que, si se atiende a la participación del insumo eléctrico en el
conjunto de la economía nacional, parece claro que la selección del nivel de
integración no puede ser una decisión tomada exclusivamente con una óptica
sectorial. Conceptualmente, el nivel de integración eléctrico debe corresponder
con el nivel general de integración de las economías nacionales, ya que en otro
13GUSTAVO HUSSON “Integración Eléctrica Regional. Reflexiones Generales y Enseñanzas del
caso pueden amenazarse o cederse ventajas relativas de carácter general a
cambio de obtener beneficios sectoriales.
En relación con el análisis de las simetrías mínimas, Hasson indica que éstas
pueden reducirse a tratar exclusivamente lo referente a transacciones de energía
y potencia, a peajes de transmisión y – como tema marginal – a las transacciones
de servicios complementarios. Por su parte, las compras de energía asociadas al
pago de capacidad o compras firmes se implementan mediante contratos de largo
plazo, y que deberá tenerse presente que compras de energía sin pago de
capacidad, no promoverán la inversión en nueva generación destinada a la
exportación.
Explica, asimismo, que en este tipo de situaciones corresponderá distinguir entre
precio interno y precio de exportación y verificar que los intercambios entre
sistemas tiendan a ser balanceados en el largo plazo.
En relación a la inversión en enlaces de transmisión, indica que el inversor
privado se interesa en arbitrar precios entre sistemas. Arbitrar entre sistemas es
comprar al Precio A en el sistema A y vender en el sistema B al Precio B. Al
incrementar la capacidad de intercambio el diferencial de precios se reduce,
introduciendo un límite a la inversión privada. Para el inversor privado, el arbitraje
más interesante es aquel que resulta del enlace congestionado, es decir,
operando al máximo de la capacidad de intercambio ya que en otra condición los
precios A y B serán prácticamente iguales, salvo las pérdidas en el enlace. Este
interés del inversor de utilizar al máximo los enlaces y el hecho de que se pueda
accionar sobre la capacidad, reduciéndola, y así incrementar la renta, ha inducido
a muchos Reguladores a no otorgar al inversor dicha renta de arbitraje,
denominada renta de congestión, pero que esa decisión suele conducir a que la
inversión en los Enlaces Internacionales este a cargo y riesgo de los Estados o
los consumidores.
Hasson, encuentra que las principales diferencias y similitudes entre el proceso
a) El comercio eléctrico entre los países de la CAN se reguló como
transacciones entre despachos, es decir, transacciones Spot que requieren
transporte de uso común, no hay compromisos de largo plazo, no hay
inversión a riesgo en transmisión pues los enlaces son pagados por la
demanda de cada sistema, no hay arbitraje de precios; por lo que el
mercado exportador ve el precio del mercado importador; las rentas de
congestión se asignan a la demanda del mercado exportador, minimizando
el impacto de la exportación sobre el precio interno, la capacidad se paga
asociada al despacho del Enlace, si no se despacha no se paga. De esta
forma no se alienta la inversión en nueva capacidad para atender la
demanda extranjera.
b) En cambio, el comercio entre Argentina y Brasil o Chile se reguló como
transacciones entre agentes, es decir contratos firmes que requieren
transporte firme (dedicado), la inversión en transmisión está a cargo del
titular del Enlace; el arbitraje de precios y la renta de congestión se
asignaron a ese titular, existe pago de capacidad aunque el contrato no se
despache.
Por último, termina el artículo planteando las siguientes enseñanzas que pueden
extraerse del proceso de la CAN:
a) Una decisión firme de las autoridades políticas y el buen sentido de los
Organismos Reguladores que llevaron el proceso al éxito.
b) Un objetivo modesto –la coordinación en el uso de los recursos– se alcanzó
en tiempo breve y con beneficios.
c) Los sistemas eléctricos pueden vincularse con provecho sin necesidad de
realizar grandes cambios en sus reglas, es decir, con mínima afectación de
los negocios preexistentes.
d) Coordinar la operación Spot entre despachos requiere contar con Enlaces
donde su titular no pueda arbitrar precios entre mercados, lo cual no
promueve la inversión en transmisión y requiere que la inversión en las
líneas de enlace estén a cargo de las demandas o los Estados.
e) El pago de capacidad asociado al despacho de la generación extranjera no
f) Todo el proceso debe entenderse como un paso intermedio en una
integración plena, aún por desarrollar. En ese sentido representa un avance
respecto a lo logrado en el MERCOSUR.
1.3. PLANTEAMIENTO Y FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
1.3.1. PLANTEAMIENTO DE LA REALIDAD PROBLEMÁTICA
El Perú, conjuntamente con los países miembros de la Comunidad Andina (CAN),
suscribió el acuerdo de integración eléctrica regional, formalizada en la Decisión
CAN 536, en Diciembre 2002 “Marco General para la Interconexión Subregional
de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad”.
Dicho acuerdo se enmarca dentro de los objetivos generales de la integración
económica y comercial de la región y tiene como objetivo general la integración
física, operativa y comercial de los sistemas eléctricos de los países miembros de
la CAN: Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia.
Al respecto, cabe señalar que existe un sistema de interconexión entre los
Sistemas Eléctricos de Perú y Ecuador, en 220 kV, entre Zorritos (Perú) y
Machala (Ecuador), con una capacidad de 150 MVA, terminado de construir el
2004 como parte de los compromisos asumidos por Perú y Ecuador según la
Decisión 536. La componente de la obra correspondiente al lado del Perú fue
construida por la compañía Red de Energía del Perú (REP), como parte de la
concesión para operar las instalaciones de las redes de alta tensión del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional del Perú (SEIN). De conformidad con las
normas peruanas, el costo anual de la línea de enlace, que comprende
amortización de la inversión, operación, mantenimiento y utilidades, es pagado
por los usuarios del SEIN - Perú mediante un cargo en la tarifa, bajo el concepto
de Peaje de Transmisión del Sistema Principal de Transmisión (PSPT).
Desde su puesta en servicio el sistema de interconexión no pudo utilizarse
comercialmente debido a diversos problemas técnicos, operativos y comerciales.
