Colombia

• CARGO POR CAPACIDAD De un esquema administrado a un esquema de mercado

Presentado a la X Reunión Anual

de Reguladores – ARIAE

Antigua-Guatemala

Abril 23 a 26 de 2006

Plan de Temas

1.El Sistema Eléctrico Colombiano

2. El Esquema Administrado Existente

3. El Esquema de Mercado Propuesto

4. Principales Críticas de los Agentes

Sistema Eléctrico Colombiano 2005

Plantas Hidráulicas 8.557,0 MWTérmicas - Carbón 692,0 MWTérmicas - Gas 3.467,0 MWAutogeneradores y co-generadores 19,6 MWPlantas Menores 365,9 MWTotal 13.101,5 MW

EcuadorImportación 215,0 MWExportación 285,0 MWVenezuelaImportación 205,0 MWExportación 336,0 MW

Volumen Máximo 16.339,5 GWh

110-115 kV 6.125,3 Miles138 kV 9,6 Miles220-230 kV 6.665,2 Miles500 kV 900,8 Miles

Anual (2005) 50.466,6 GWhCrecimiento Anual (2005 Vs. 2004) 4,04%Promedio Día (Junio 2005) 133,45 GWh/día

Demanda de Energía

Capacidad de Generación

Interconexiones Internacionales

Embalses

Red de Transmisión

Sistema Eléctrico Colombiano

Capacidad Instalada Hidroeléctrica 65,3%Termoeléctrica-Gas 26,5%Termoeléctrica-Carbón 5,3%Otros 2,9%

Embalse agregadoEquivalente en 2005 a 32,4% de la demanda

anual

HidrologíaSequías periódicas asociadas al Fenómeno

del Pacífico (Fenómeno del Niño), reflejadas en el precio “spot”

Precios Promedio Mercado Spot

0

20

40

60

80

100

120

Jul-9

5

Nov

-95

Mar

-96

Jul-9

6

Nov

-96

Mar

-97

Jul-9

7

Nov

-97

Mar

-98

Jul-9

8

Nov

-98

Mar

-99

Jul-9

9

Nov

-99

Mar

-00

Jul-0

0

Nov

-00

Mar

-01

Jul-0

1

Nov

-01

Mar

-02

Jul-0

2

Nov

-02

Mar

-03

Jul-0

3

Nov

-03

Mar

-04

US

Dm

ills/k

Wh

Contracts

Mm

Pool

Source: XM

Despacho: Hidrología Normal vs. Sequía

Generación por Tipo de Recurso:Período del Niño vs. Verano Normal

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

GE

NE

RA

CIO

NH

IDR

AU

LIC

A

GE

NE

RA

CIO

NT

ER

MIC

A C

AR

BO

N

GE

NE

RA

CIO

NT

ER

MIC

A F

UE

L O

IL

GE

NE

RA

CIO

NT

ER

MIC

A G

AS

GE

NE

RA

CIO

N D

EC

OG

EN

ER

AD

OR

ES

Feb-98

Feb-05

Objetivos del CxC para Colombia

Remunerar la Confiabilidad Reconocer el respaldo que ofrecen las

plantas existentes, no tanto para cubrir la punta como para cubrir los períodos de hidrología crítica

Inducir la inversión en generación Oportuna Tamaño adecuado

Otros objetivos (?)

Plan de Temas

1. El Sistema Eléctrico Colombiano

2.El Esquema Administrado Existente

3. El Esquema de Mercado Propuesto

4. Principales Críticas de los Agentes

Esquema Administrado Existente (Descripción)

1. Mediante una simulación del despacho económico para cubrir la demanda de energía proyectada para el año siguiente, en condiciones de hidrología crítica, se calcula la energía firme aportada por cada planta.

2. Post-proceso para asegurar cubrimiento de la demanda máxima, y calcular la Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de cada planta.

3. Pago de USD 5,25 por KW de CRT y por mes durante el año inmediatamente siguiente, a cada planta escogida dentro del modelo de simulación.

Esquema Administrado Existente (Crítica)

No hay una reciprocidad clara de los generadores al pago del CxC (la demanda no sabe qué recibe a cambio).

No es claro si está induciendo la inversión en expansión de la generación.

La asignación es altamente controvertida (hoy existen más de 100 demandas judiciales pendientes de los agentes contra asignaciones del CxC).

Los generadores asumen todo el riesgo de demanda (crisis de 1999: reducción del 4% en la demanda de energía).

Plan de Temas

1. El Sistema Eléctrico Colombiano

2. El Esquema Administrado Existente

3.El Esquema de Mercado Propuesto

4. Principales Críticas de los Agentes

Esquema Propuesto: Opciones

Obligaciones Recíprocas Del vendedor (planta

generadora): entregar energía firme cuando sea llamado

Del comprador (demanda): pagar el valor de una prima mensual

Garantías Generadores Existentes: de

entrega de la energía firme Nuevos: además, de

cumplimiento en la fecha de entrada

Mercado Secundario Permite cubrir posiciones a los

generadores con déficit de energía firme

El generador se El generador se compromete a compromete a

entregar la energía entregar la energía por bloque (p.e. E2) por bloque (p.e. E2)

cuando sea cuando sea requeridorequerido

E3

E2

E1

Esquema Propuesto: Ejercicio Condiciones Críticas

Definidas por un umbral de precio en el mercado “spot”, determinado previamente por el regulador

Una vez definido el umbral, no se requerirá que las condiciones críticas sean declaradas por alguna autoridad: la opción se ejercerá automáticamente por el operador del mercado cuando el precio de bolsa alcance el “precio de ejercicio”

Cubrimiento de Precio (Otros objetivos ?) La energía firme comprometida debe entregarse al

precio de ejercicio, i.e. la demanda recibe además un cubrimiento de precio

El generador que incumpla debe pagar la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de ejercicio (además de la garantía)

Se limita el ejercicio del poder de mercado cuando casi todos los generadores son pivotales

Esquema Propuesto: Precio de Ejercicio

Precio de Bolsa vs Precio de Ejercicio

0

100

200

300

400

500

600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

Hora

$/kW

h

Precio de Bolsa Precio de Ejercicio

c

Esquema Propuesto: Asignación

Generadores ExistentesMediante subastas anuales, y cubriendo un

período de cinco años a partir del año en que se realiza la subasta

En la subasta los generadores ofrecen la energía firme declarada y certificada de cada una de sus plantas y la prima que solicitan para adquirir el compromiso de la opción

Prima de la opción pagadera mensualmente, y definida como resultado del proceso de subasta

Esquema Propuesto: Asignación

Generadores NuevosMediante subastas realizadas 4 a 5 años antes de

la fecha en que se requiere la nueva plantaOfrecen la energía firme declarada y certificada

de la planta que se proponen construir, y la prima que solicitan para adquirir el compromiso de la opción

Compromiso recíproco por diez años a partir de la fecha de entrada en operación de la nueva planta

Prima de la opción pagadera mensualmente a partir de la entrada en operación, y definida como resultado del proceso de subasta

Esquema Propuesto: Opciones

Capacidad firme existente

0 1 2 3 4

Demanda

5 6

Capacidad firme existente

Capacidad firme existente

0 1 2 3 4

Demanda

5 6

Opciones de energía firme por 5

años

Opciones de energía firme por

10 años

Plan de Temas

1. El Sistema Eléctrico Colombiano

2. El Esquema Administrado Existente

3. El Esquema de Mercado Propuesto

4.Principales Críticas de los Agentes

Esquema Propuesto: Críticas El Precio de Ejercicio

Interfiere con el funcionamiento del mercado “spot” Interfiere con el mercado de contratos bi-laterales al ofrecer

un cubrimiento adicional Encarece el valor de la prima de la opción

Pero… El precio será suficientemente alto para que las opciones no

se ejerzan sino en condiciones verdaderamente críticas El precio “spot” seguirá flotando libremente, aunque se

espera que por encima del precio de ejercicio será un precio para que los generadores que incumplan cubran sus compromisos

El mercado de contratos bilaterales debe considerar que hay un cubrimiento global de precio por encima del precio de ejercicio.

Efectivamente, la demanda deberá pagar por el cubrimiento de precio. El valor dependerá de cual es este cubrimiento

Los precios excesivamente altos generan intervenciones

Esquema Propuesto: Críticas

La discriminación entre existentes y nuevosEntregan el mismo productoLa duración del compromiso es demasiado larga para

los nuevos

Pero…Un ingreso garantizado por 10 años debería facilitar

la financiación de nuevos proyectos, inclusive con nuevas tecnologías, y además excluye el riesgo de demanda

Un término de 10 años, por el contrario, parece excesivo para los existentes

Al terminar el período de asignación, los nuevos podrán pasar a ser remunerados como se remunera a los existentes

Esquema Propuesto: Críticas

Falta de AntecedentesNo hay experiencias anteriores con un

esquema como el propuesto

Pero…Las características del sistema eléctrico

colombiano son muy particularesPor lo tanto, no es posible esperar que en

otro sistema se aplique un esquema idénticoHay abundante soporte teórico y

experiencias con aspectos similares al esquema propuesto (PJM, Brasil, Panamá, STN Colombia, propuesta España)

COLOMBIA

Muchas Gracias !

– COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS– CREG

– Cra. 7 No. 71-52 Torre B Piso 4– PBX: 3122020 - FAX: 3121900

– Línea Gratuita de Atención al Usuario: 01800 0112734– Bogotá D.C.

– Email: creg@creg.gov.co– Página web: www.creg.gov.co