DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE …sticas de la producción en Ecuador 145 Figura 40. Características del sistema interconectado nacional 146 Figura 41. Características de

DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE PAÍSES A LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS REGIONALES

SIEPAC – CAN

JUAN CARLOS ARANGO ZAPATA JUAN GONZALO LONDOÑO ESTRADA

UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

ESPECIALIZACIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA MEDELLÍN

2004


SIEPAC – CAN




2004


SIEPAC – CAN


Trabajo para optar al título de Especialista en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica

Director ANDRÉS JARAMILLO VÉLEZ

Ingeniero Electricista, M.Sc Economía de la Energía,

M.Sc Gestión Técnica y Económica en el Sector Eléctrico



2004

Nota de Aceptación _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ Ing. Andrés Jaramillo Vélez _____________________________ Jurado _____________________________ Jurado

_____________________________ V.º B.º Eugenio Betancur E.

Director Especialización en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica

Medellín, 20 de octubre de 2004

A todos los espantos y demás demonios que participaron en esta tortura, a Tomas de Torquemada y toda su santa inquisición

AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan sus agradecimientos a:

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) por su apoyo en la realización de está

Especialización.

M.Sc. ANDRÉS JARAMILLO VÉLEZ, Ingeniero Electricista y Analista Energético de la

Dirección Despacho Energía de ISA y Director de este proyecto.

M.Sc. ALVARO ISMAEL MURCIA CABRA, Ingeniero Electricista, Gerente del Centro

Nacional de Despacho de ISA.

M.Sc. SILVIA ELENA COSSIO MESA, Ingeniero Electricista, Directora de Despacho

Energía de ISA.

M.Sc. PABLO HERNAN CORREDOR ABELLA, Ingeniero Electricista, Gerente de

Operación y Administración del Mercado de ISA.

CONTENIDO

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Agentes del MER 36

Tabla 2. Requisitos para participar en el mercado en Guatemala 89

LISTA DE CUADROS

pág.

Cuadro 1. Longitud de la línea de transmisión del proyecto SIEPAC 22

Cuadro 2. Costo del proyecto SIEPAC 23

Cuadro 3. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN 179

Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC 186

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Características del sistema de transmisión del SIEPAC 16

Figura 2. Estructura del CRIE 32

Figura 3. Estructura del EOR 34

Figura 4. Estructura del mercado de contratos regional 38

Figura 5. Predespacho del MER 45

Figura 6. Operación en tiempo real 46

Figura 7. Posdespacho del MER 47

Figura 8. Características de la generación en Panamá 55

Figura 9. Características del sistema interconectado de Panamá a 220 kV 56

Figura 10. Características de la demanda en Panamá 57

Figura 11. Estructura Organizacional del CND en Panamá 60

Figura 12. Características de la generación en Costa Rica 62

Figura 13. Características de la demanda en Costa Rica 63

Figura 14. Características del sistema interconectado de Costa Rica a 220 kV 64

Figura 15. Estructura del mercado en Costa Rica 66

Figura 16. Estructura del sector eléctrico de Costa Rica 67

Figura 17. Características de la generación en Nicaragua 68

Figura 18. Características de la demanda en Nicaragua 68

Figura 19. Características del sistema interconectado de Nicaragua a 220 kV 69

Figura 20. Estructura del operador de mercado eléctrico en Nicaragua 72

Figura 21. Características de la generación en Honduras 73

Figura 22. Características del sistema interconectado de Honduras a 220 kV 74

Figura 23. Estructura del operador ENEE en Honduras 77

Figura 24. Características de la generación en El Salvador 78

Figura 25. Características de la demanda en El Salvador 79

Figura 26. Características del sistema de transmisión de El Salvador 79

Figura 27. Estructura del mercado eléctrico en El Salvador 84

Figura 28. Estructura del operador UT en El Salvador 85

Figura 29. Características de la generación en Guatemala 87

Figura 30. Características del consumo en Guatemala 88

Figura 31. Características del sistema interconectado en Guatemala a 220 kV 88

Figura 32. Estructura del sector eléctrico de Guatemala 93

Figura 33. Sistema de interconexión de los países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) 98

Figura 34. Características de la producción de energía en Colombia 134

Figura 35. Características de la demanda en Colombia 135

Figura 36. Diagrama unifilar de Colombia 136

Figura 37. Estructura del mercado colombiano 141

Figura 38. Estructura del operador del mercado en Colombia 144

Figura 39. Características de la producción en Ecuador 145

Figura 40. Características del sistema interconectado nacional 146

Figura 41. Características de la demanda en Ecuador 147

Figura 42. Estructura del mercado eléctrico en Ecuador 150

Figura 43. Características de la producción en Perú 151

Figura 44. Características del sistema interconectado de Perú 152

Figura 45. Características de la demanda en Perú 153

Figura 46. Estructura del modelo peruano 156

Figura 47. Características de la producción en Venezuela 159

Figura 48. Sistema de transmisión de Venezuela 160

Figura 49. Características del consumo en Venezuela 161

Figura 50. Estructura del operador del mercado en Venezuela 165

Figura 51. Características del Sistema Troncal de Interconexión 166

Figura 52. Características de la generación en Bolivia 167

Figura 53. Estructura de la unidad operativa del operador del mercado 171

Figura 54. Matriz de elementos para la definición del problema 176

LISTA DE ABREVIATURAS

AGC: Control Automático de Generación

AIF: Asociación Internacional de Fomento

AMM: Administrador del Mercado Mayorista

ARESEP: Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos

ASIC: Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales

BID: Banco Interamericano de Desarrollo

CADAFE: Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico

CAF: Corporación Andina de Fomento

CAN: Comunidad Andina de Naciones

CEL: Comisión Ejecutiva del río Lempa

CENACE: Centro Nacional de Control de Energía

CFE: Comisión Federal de Electricidad

CIER: Comisión de Integración Energética Regional

CND: Centro Nacional de Despacho

CNDC: Centro Nacional de Despacho de Carga

CNEE : Comisión Nacional de Energía Eléctrica

CNFL: Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A.

CNG: Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico

CNO: Consejo Nacional de Operación

COES: Comité de Operación Económica del Sistema

COES-SINAC: Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

COMTELCA: Comisión Técnica Regional de Telecomunicaciones

CONAM: Consejo Nacional de Modernización

CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad

COOPEALFARORUIZ: Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz

COOPEGUANACASTE: Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste

COOPELESCA: Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos

COOPESANTOS: Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos

COPRI: Comisión de Promoción de la Inversión Privada

CPE: Comité de Programación y Evaluación

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

CRIE: Comisión Regional de Interconexión Eléctrica

CTE: Comisión de Tarifas Eléctricas

CVF: Corporación Venezolana de Fomento

DISNORTE: Distribuidora del Norte S.A.

DISSUR: Distribuidora del Sur S.A.

DTE: Documento de Transacciones Económicas del MER

EDC: Empresa Electricidad de Caracas

EDELCA: Empresa de Electrificación del Caroní

EEPPM: Empresas Publicas de Medellín

EGAS: Empresa Eléctrica de Guatemala S.A.

ELCOSA: Electroconductores de Honduras S.A.

EMCE: Empresa Mantenimiento Concepción y Electricidad

ENEE: Empresa Nacional de Energía Eléctrica

ENEL: Empresa Nicaragüense de Electricidad

ENELVEN: Energía Eléctrica de Venezuela

ENTRESA: Empresa Nacional de Transmisión S.A.

EOR: Ente Operador de la Red

EPL: Empresa Propietaria de la Línea

ERSP: Ente Regulador de los Servicios Públicos

ESPH: Empresa de Servicios Públicos de Heredia S.A.

ETESA: Empresa de Transmisión Eléctrica S.A.

ETESAL: Empresa Transmisora de El Salvador S.A.

GD: Grupo Director

GESAL: Empresas de Generación Independiente Geotérmica Salvadoreña

ICE: Instituto Costarricense de Electricidad

IFC: Corporación Internacional de Financiamiento

INDE: Instituto Nacional de Electrificación

INDECOPI: Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad Intelectual

INE: Instituto Nicaragüense de Energía

INECEL: Instituto Ecuatoriano de Electrificación

IRHE: Instituto de Recursos Hidráulicos y Electrificación

ISA: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

IVA: Impuesto al Valor Agregado

JASEC: Junta Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago

LRSE: Ley de Régimen del Sector Eléctrico

LSE: Ley del Servicio Eléctrico

LUFUSSA: Luz y Fuerza de San Lorenzo S.A.

MC: Mercado de Contratos

MEN: Mercado Eléctrico de Nicaragua

MER: Mercado Eléctrico Regional

MERCOSUR: Mercado Común del Sur

MME: Mercado Mayorista de Electricidad

MRS: Mercado Regulador del Sistema

OPSIS: Oficina de Operación de Sistemas Interconectados

OSINERG: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía

PM: Participantes del Mercado

PPA: Power Purchasing Agreement

RRA: Remuneración Reconocida Anual

RTR: Red de Transmisión Regional

SCADA: Sistema de Control y Adquisición de Datos

SCIFE: Servicio Cooperativo Interamericano de Fomento Económico

SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

SEN: Sistema Eléctrico Nacional

SERNA: Secretaria de Recursos Naturales

SIC: Sistema de Intercambios Comerciales

SICN: Sistema Interconectado Centro Norte

SIEPAC: Sistema Interconectado Eléctrico de los Países de América Central

SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones

SIN: Sistema Interconectado Nacional

SISE: Sistema Interconectado Sur Este

SISO: Sistema Interconectado Sur Oeste

STI: Sistema Troncal de Interconexión

TIE: Transacciones Internacionales de Energía

TOP: Transacciones de Oportunidad Programadas

TRANSELECTRIC: Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica S.A.

UT: Unidad de Transacciones

RESUMEN

En todas las regiones geoeconómicas, el proceso de modernización se orienta a la

reorganización de los mercados, según las características regionales. En lugar de un mercado

multilateral, emerge la tendencia de que grandes bloques económicos regionales busquen un

abordaje con fuerte contenido político, tecnológico y estratégico.

Frente a esta tendencia, los principales bloques económicos buscan seguridad en el

abastecimiento energético a través de la diversificación del uso, economía de energía e

integración de sistemas eléctricos.

El Sistema Interconectado Eléctrico de los Países de América Central (SIEPAC) y la

Comunidad Andina de Naciones (CAN), son una muestra del esfuerzo que vienen realizando

los países latinoamericanos por lograr una unión tangible que reporte beneficios y traiga

progreso.

Para el año 2007, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P (ISA), empresa colombiana líder en

Latinoamérica en el área de administración, operación y transporte de mercados de energía

eléctrica, espera tener en servicio la línea de transmisión Colombia – Panamá, la cual es el

primer paso a un corredor de transmisión entre los mercados regionales SIEPAC – CAN,

logrando una integración que beneficiará a la región.

Los sectores como Gobierno, Empresas, Industria y Consumidores deben estar preparados

para este momento. Está preparación exige que se tengan los mecanismos adecuados o reglas

de juego en lo político, regulatorio y técnico, las cuales permitirán la transacción de energía

eléctrica entre los dos mercados.

Este trabajo de grado realiza un levantamiento del estado del arte en que se encuentran los

mercados eléctricos SIEPAC, CAN y países que los conforman y propone, a través de una

matriz comparativa de los diferentes elementos de los mercados SIEPAC y CAN, una primera

aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga realidad

la integración, a pesar de la heterogeneidad de todo tipo que presentan los mercados de Centro

y Sur América. El levantamiento de variables fundamentales accede a tópicos que van desde

lo técnico hasta lo regulatorio. El aporte de este trabajo de grado parte de una matriz de

comparación de los países que conforman estos mercados, la cual permite hacerse una idea del

estado de evolución de los mercados eléctricos de cada país.

En trabajos posteriores de la Maestría en Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución

de Energía Eléctrica, los autores continuaremos está exploración investigativa hasta definir

con precisión y claridad los elementos que se requieran para facilitar la integración de los

mercados y para que los conductores de las empresas encuentren un lenguaje válido con este

propósito.

CONTENIDO

pág.

INTRODUCCIÓN 1

1. HACIA LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS 4

1.1 LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN ECONÓMICA DE LOS PAÍSES, ÍNTIMAMENTE LIGADOS AL DESARROLLO HUMANO 4

1.2 PROCESO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ENTRE PAÍSES 6

1.3 INTEGRACIÓN REGIONAL DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS 8

1.4 IMPACTOS POSITIVOS DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS 9

1.4.1 Reducción de Costos 9

1.4.2 Economías de Escala 9

1.4.3 Oportunidades de Mercado 9

1.4.4 Confiabilidad 10

1.5 IMPACTOS NEGATIVOS DE LAS INTEGRACIONES 10

1.5.1 Distribución irracional de los beneficios 10

1.5.2 Políticas locales sobre recursos energéticos no renovables 11

1.5.3 Equidad de costos en proyectos de integración 11

1.5.4 Barreras y resistencias a la integración 11

1.5.5 Usuarios finales 12

1.6 INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS EN LOS PAÍSES DE AMERICA LATINA 12

2. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 14

2.1 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN EN LOS PAÍSES DE CENTROAMÉRICA 14

2.2 PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 16

2.2.1 Marco Conceptual General 16

2.2.2 Descripción del Proyecto SIEPAC 19

2.2.3 Costo y Financiamiento del Proyecto 22

2.2.4 Beneficios del Proyecto SIEPAC 23

2.3 MARCO LEGAL DEL SIEPAC 25

2.3.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central 25

2.3.2 Protocolos 26

2.3.3 Reglamento de Operación Técnica y Comercial del MER 26

2.3.4 Principios 27

2.4 MARCO INSTITUCIONAL 29

2.4.1 Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE) 30

2.4.2 Ente Operador de la Red (EOR) 32

2.4.3 Empresa Propietaria de la Línea (EPL) 34

2.4.4 Agentes 35

2.5 DISEÑO GENERAL DEL MER 37

2.5.1 Organización de la Operación del MER 43

2.5.2 Garantías y Penalidades 48

2.5.3 La Transmisión Regional 49

2.6 PAÍSES PARTICIPANTES DEL SIEPAC 55

2.6.1 Panamá 55

2.6.2 Costa Rica 61

2.6.3 Nicaragua 67

2.6.4 Honduras 73

2.6.5 El Salvador 78

2.6.6 Guatemala 87

3. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE LA COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 95

3.1 ANTECEDENTES 95

3.2 ACUERDO INTERMINISTERIAL DE CARTAGENA E INTERCONEXIONES REGIONALES 97

3.3 BENEFICIOS DE LA INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS 99

3.4 ANALISIS REGULATORIO DE LOS PAISES QUE COMPONEN LA COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 100

3.4.1 Discriminación de Precios de Generación 100

3.4.2 Tipos de Transacciones de Intercambio Internacional 102

3.4.3 Remuneración de Potencia en las Transacciones Internacionales 104

3.4.4 Agentes Participantes en las Transacciones Internacionales 106

3.4.5 Tratamiento de Restricciones e Inflexibilidades 109

3.4.6 Tratamiento de las Cantidades Exportables 111

3.4.7 Cargos Adicionales en las Transacciones 113

3.4.8 Régimen Impositivo y Administrativo 115

3.4.9 Remuneración de los Enlaces Internacionales 118

3.4.10 Libre Acceso a los Enlaces Internacionales 121

3.4.11 Resolución de Conflictos 123

3.4.12 Transacciones “Spot” Internacionales 126

3.4.13 Mecanismos de Implementación del Acuerdo 128

3.4.14 Otros Factores que pueden afectar las Interconexiones 131

3.5 PAÍSES PARTICIPANTES DE LA CAN 133

3.5.1 Colombia 133

3.5.2 Ecuador 144

3.5.3 Perú 151

3.5.4 Venezuela 158

3.5.5 Bolivia 165

4. PRIMER ENFOQUE ESTRATÉGICO DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS 173

5. BASE METODOLÓGICA PARA LA INTEGRACIÓN: MATRIZ COMPARATIVA DE LOS ELEMENTOS DEL MERCADO DE LOS PAÍSES QUE CONFORMAN EL SIEPAC Y CAN 177

6. CONCLUSIONES 191

6.1 GENERALES 191

6.2 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES 193

6.3 PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL 197

7. RECOMENDACIONES 199

BIBLIOGRAFÍA 205

INTRODUCCIÓN

En las últimas décadas la globalización se ha extendido mundialmente como una necesidad

de los países de agruparse para generar valor agregado a la cadena de producción y sumar

esfuerzos que benefician a todos los actores participantes.

El objetivo de una integración regional, es enlazar las diversas economías y sociedades

mediante la creación de un espacio económico, social, político y energético regido por un

marco institucional común, no necesariamente un gobierno común, que establece reglas y

modos de operaciones comunes.

El SIEPAC y la CAN como mercados eléctricos regionales no son ajenos a este

movimiento. Se espera que la entrada en servicio en el año 2007 de la interconexión

eléctrica Colombia – Panamá abrirá un canal que permitirá la unión de los dos mercados

regionales y se consolidará como el primer paso hacia la creación de una gran bloque

eléctrico supraregional. Esto no es ajeno en el continente americano; actualmente se

encuentran en estudio las interconexiones eléctricas entre la CAN – Mercado Común del

Sur (MERCOSUR) y México – Guatemala. Actualmente, México posee una línea de

transmisión a 230 kV con Estados Unidos por Baja California y a su vez Estados Unidos

posee un mercado integrado con Canadá, lo cual nos lleva a visualizar que en poco tiempo

será realidad la creación de un mercado eléctrico global americano.

La empresa ISA, líder en interconexiones entre países y con presencia en la región

suramericana (Ecuador, Perú y Bolivia), espera extender sus redes de transmisión por todos

los países cercanos. Actualmente posee interconexiones con Venezuela a 230kV y 115 kV,

también con Ecuador a 230 kV y 138 kV y construirá una nueva interconexión eléctrica en

corriente directa a 250 kV con Panamá. Está última, hace parte del plan trazado por la

2

empresa, de ser reconocida en el entorno latinoamericano como una empresa líder en

transmisión eléctrica, administración y operación de mercados de energía eléctrica.

Con este panorama no se pueden pretender procesos de integración uniformes, por lo que se

han creado varios esfuerzos de integración por bloques a través de organismos y acuerdos

presidenciales. Sin embargo, estas soluciones y medidas ejecutivas pueden llevar a una

globalización que se traduzca en desintegración social doméstica.

Las opiniones respecto a las ventajas de la integración no son necesariamente convergentes.

La duda frecuentemente aparece porque, no obstante resultan beneficios reales para el

conjunto, existen otros impactos particulares que pueden provocar perjuicios a

determinados actores o países. Ello indica la necesidad de efectuar una correcta identifi-

cación conceptual y medición de los efectos resultantes de la integración, las ventajas,

resistencias y barreras que pueden generar y explorar el instrumental regulatorio para

facilitar los medios y evitar o, disminuir las resistencias y barreras.

Esta primera etapa del trabajo de investigación para obtención del título de Maestro en

Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, esta

encaminada a establecer unas bases sólidas en el conocimiento de los países que

conforman los mercados regionales SIEPAC y CAN y cómo están estructurados sus

mercados internos. Una vez obtenida esta información se podrá llegar a una primera

aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga

realidad la integración y para definir conclusiones y recomendaciones que allana en el

camino al trabajo de investigación “Integración de mercados eléctricos regionales

SIEPAC–CAN. Propuesta de una metodología para el cálculo de la energía en tránsito

en un mercado transfronterizo”.

Está primera fase investigativa es el fundamento para optar por el título de Especialista

en Ingeniería con Énfasis en Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica a favor de

los autores, lo cual fue debidamente autorizado por el Comité Académico

Administrativo de dicha Especialización.

3

Este trabajo consta de 6 capítulos: El primer capítulo aborda la integración económica

como parte del desarrollo humano, luego establecer los impactos positivos y negativos

de la integración eléctrica; en el segundo capítulo se hace la descripción de la estructura

y funcionamiento del mercado regional SIEPAC y los países que participan; en el tercer

capítulo se hace la descripción de la estructura y funcionamiento del mercado regional

CAN y los países que participan; en el cuarto capítulo se propone una primera

aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos y estratégicos, que haga

realidad la integración; en el quinto capítulo se describe en forma comparativa los

mercados de los países que integran el SIEPAC y CAN; por último en el sexto capítulo

se describen las conclusiones y recomendaciones respectivamente.

Cabe resaltar que la CAN como mercado regional solo existe como una intención de

los países que conforman este grupo (Venezuela, Colombia, Ecuador, Perú y Bolivia),

lo único concreto a la fecha de elaboración de este proyecto de grado es la integración

binacional Colombia - Ecuador. Mientras que el mercado regional del SIEPAC es un

mercado sólido que se encuentra en funcionamiento con reglamentos de operación y

comercialización transitorios desde el año 2002, en la actualidad se encuentra en su fase

final de desarrollo, el cual cuenta con un mercado eléctrico, un ente regulador y un ente

operador regional.

1. HACIA LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS

“La fuerza del lobo radica en la manada”

Anónimo

1.1 LOS PROCESOS DE INTEGRACIÓN ECONÓMICA DE LOS PAÍSES,

ÍNTIMAMENTE LIGADOS AL DESARROLLO HUMANO

En las últimas décadas se ha efectuado una profunda transformación en la ordenación de las

relaciones económicas, sociales, laborales y humanas a escala internacional. El sector

energético mundial, y su sector eléctrico en particular, no han sido ajenos a este proceso de

cambio, cuyo desarrollo ha transformado la regulación de sus distintas actividades.

El término que habitualmente se utiliza para definir la nueva estructura, organización y

funcionamiento del sistema es desregulación

La trascendencia de la reestructuración del sector energético deriva de las propiedades del

principal bien, la energía, un bien que no puede ser considerado una mercancia como

cualquier otra. La energía es necesaria para la alimentación, la salud, la calidad de vida, es

indispensable tanto para el progreso económico de las sociedades como para el desarrollo

de las personas.

, palabra de moda asociada a la liberalización

del mercado y la privatización de las empresas.

1 La dificultad de acceso a su uso y el nivel de desarrollo energético son

factores que se relacionan directamente con la salud física, el nivel de pobreza y la

esperanza de vida de las poblaciones.2

1 UNITED NATIONS. UNDP: United Nations Development Programme. 1998. p.14

La utilización racional de la energía es, por ende, un

2 KIMMINS, James P. The Ethics of Energy: a Frameworkfor Action, United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization (UNESCO): World Commission of the Ethics of Scientific Knowledge and Technology (COMEST). Mayo de 2001. p.23

5

problema social, determinante tanto para el respeto y supervivencia del planeta (efecto

invernadero, lluvia ácida, residuos nucleares, etc.) como para la resolución de las

desigualdades (acceso equitativo de la población al uso de un bien). En definitiva, se está

hablando de un recurso que incide sobre la conservación de la vida en la Tierra y la

estructura democrática e igualitaria de una sociedad.

La desregulación o liberalización de la economía, es decir, de la retirada del Estado como

propietario y regulador de las actividades económicas, obvian este análisis y consideran la

energía como un producto que puede ser vendido, comprado y transportado como cualquier

otro. Encontrándose en el sector energético una nueva parcela a ocupar, de incomparable

valor añadido por su interés estratégico y los inmensos beneficios que puede reportar. El

neoliberalismo defiende sus principios esgrimiendo argumentaciones técnicas que

redundarían en una supuesta eficiencia global del sistema y que aparentemente son ajenas a

cualquier tipo de decisión política, con la pretensión de otorgar un valor de objetividad

científica

El cambio del sistema regulador en el caso del sector eléctrico, las justificaciones que

habitualmente se encuentran se podrían sintetizar en:

. Sin embargo, la realidad emerge de manera firme, haciendo inútil el ejercicio de

situar la tecnología y la economía en el limbo de la imparcialidad.

3

− Un cambio tecnológico basado en la tecnología de cogeneración y los ciclos

combinados, con tiempos de instalación muy reducidos, que quiebran las economías de

escala del sector en generación y propician la descentralización de las empresas y la

competencia entre las mismas.

3 HUNT, Sally y SHUTTLEWORTH, Graham. Competition and choice in electricity, John Wiley & Sons, 1996. p.48

6

− Reforzar la interconexión de los sistemas eléctricos, que ha conducido a un aumento del

tamaño de los mercados potenciales, reduciendo los posibles efectos de economías de

escala en el sector.

− Avances tecnológicos en medida, comunicaciones y procesado de la información que

facilitan la competencia.

− Ineficiencias asociadas a la regulación tradicional y al sector público por falta de

incentivos.

Sin embargo, la razón fundamental de la transformación hay que situarla en la supeditación

del poder político a los intereses de las multinacionales, de la globalización capitalista, el

proceso de concentración del capital y su ofensiva de privatizar todos los servicios

públicos.4

1.2 PROCESO DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA ENTRE PAÍSES

Los procesos de integración que actualmente se realizan a niveles supranacionales con el

fin de formar bloques económicos, se encuentran con realidades locales que merecen

particular atención por las desigualdades que se registran con el resto de la región. Las

distintas realidades que se presentan dentro de un mismo territorio forman un obstáculo

para los procesos de integración que se generan en la actualidad.

América Latina es una región desigual, con mayores progresos en materia de mitigación de

la pobreza que en desarrollo humano; por ejemplo, en este aspecto Argentina tiene el índice

más alto, seguido por Chile y Venezuela y en último lugar está Bolivia.

4 MARTÍNEZ, Jorge y RÍOS, Alberto. Análisis crítico del mercado de energía eléctrica. En: Revista de Cooperación de Ingeniería Sin Fronteras, España. 5 de mayo de 2003. http://www.cps.unizar.es/~isf/html/ anacm01.html

7

El objetivo de una integración regional, es enlazar las diversas economías y sociedades

mediante la creación de un espacio económico, social, energético y político regido por un

marco institucional común, no necesariamente un gobierno común, que establece reglas y

modos de operaciones comunes.

Sin embargo las diferencias entre los países de América Latina vinculadas a la cantidad de

población, al consumo eléctrico, al ingreso per cápita y al territorio, entre otros factores,

generan un crecimiento económico desigual lo que produce menor crecimiento sostenido

regional.

La difícil situación económica de América Latina dificulta los procesos de integración

uniformes, por lo que se han creado varios esfuerzos de integración por bloques, a través de

organismos y acuerdos presidenciales. Sin embargo, es necesario evitar que la

globalización se traduzca en desintegración social doméstica,5

1.3 INTEGRACIÓN REGIONAL DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS

lo cual puede llegar a ser el

resultado de acciones puramente ejecutivas salidas de los gobiernos.

Es por tanto, necesario un análisis sistematizado de las variables para la integración y hacer

propuestas investigativas sistematizadas que permitan variaciones con mas probabilidad de

éxito.

Los diferentes aspectos existentes respecto a las ventajas de las integraciones eléctricas no

son necesariamente convergentes. La duda frecuentemente aparece porque, no obstante

resultan beneficios reales para el conjunto, existen otros impactos particulares que pueden

provocar perjuicios a determinados actores o países. Ello indica la necesidad de una

correcta identificación conceptual y medición de los efectos resultantes de la integración,

5 ROBLES, Arodys. El desarrollo indígena y los nuevos marcos de integración regional, citado por el Consejo nacional para culturas y las artes de México. Los procesos de integración de los países, íntimamente ligados al desarrollo humano. Diplomado pueblos indígenas y desarrollo. México, 3 de julio de 2001. http://www.cnca.gob.mx/cnca/nuevo/ 2001/diarias/jul/100701/aroroin.html.

8

las ventajas, resistencias y barreras que pueden generar y el instrumental regulatorio para

evitarlas o, al menos, disminuirlas.

Una investigación que conduzca a la diferenciación adecuada y a la cuantificación de los

beneficios, produce una clara conclusión: si la integración trae beneficios netos, su

realización es conveniente6

1.4 IMPACTOS POSITIVOS DE LA INTEGRACIÓN DE MERCADOS

. Si concurrentemente sus impactos distributivos son

perjudiciales, la integración mantiene su bondad pero la que resulta inadecuada es su

regulación. En este último caso la importancia de una diferenciación conceptual clara es

que los esfuerzos de los sectores afectados converjan en la necesidad de una

modificación regulatoria y no en la oposición a los procesos de integración.

Un mercado regional de energía permitirá flujos de importación y exportación, aumentará

inversiones y dotaría de mayor seguridad a los sistemas de redes integradas.

Algunos de los impactos positivos y negativos que enfrenta las integraciones de

mercados eléctricos, se describen a continuación:

1.4.1 Reducción de Costos Reducción de costos de inversión y operativos, debido a la

operación conjunta entre los países participantes, aprovechando los elementos activos –

pasivos del sistema eléctrico con un mayor factor de utilización, dada por las necesidades

como:

− Complementariedad hidroeléctrica entre países por su clima.

− Complementariedad hidrotérmica entre sistemas.

− Complementariedad estacional de la demanda.

− Diversidad horaria de cargas. 6 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Interconexión de mercados mayoristas. Bogotá: 2000. p.136

9

− Menor requerimiento de potencia de reserva, al tener un sistema eléctrico más

robusto y por ende, mayor confiabilidad y seguridad.

1.4.2 Economías de Escala Incremento del tamaño de los mercados:

− Economías de escala en generación y transmisión

− Atracción de la inversión privada

− Incremento del número de agentes y de la competencia

− Mayor eficiencia en las inversiones para expandir el sistema

− Menor impacto ambiental por diversidad de opciones de inversión

1.4.3 Oportunidades de Mercado Para los agentes generadores, transportadores y

comercializadores:

− Menores riesgos de remuneración

− Mayor posibilidad de ser despachado

− Incremento en las posibilidades comerciales

− Mejor perfil financiero de los proyectos

− Potencialidad de expansión y participación en el mercado

1.4.4 Confiabilidad Mejor la confiabilidad del suministro eléctrico:

− Uso complementario de recursos energéticos

− Diversidad de fuentes de energía

− Diversidad de unidades de producción

− Red de transmisión más amplia

− Se comparten las reservas de potencia

− Sistema eléctrico más robusto y estable

− Menor riesgo de racionamiento

10

1.5 IMPACTOS NEGATIVOS DE LAS INTEGRACIONES

1.5.1 Distribución irracional de los beneficios Las experiencias recogidas por la

Corporación Andina de Fomento (CAF)7 evidencian que las integraciones que producen

beneficios globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores o países, lo que señala

la conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de los beneficios. En

caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al proceso de

integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución no equitativa de los

recursos económicos8

1.5.2 Políticas locales sobre recursos energéticos no renovables En los casos en los que

la libre disponibilidad del recurso y el libre acceso a los mercados dan preferencia a los

operadores privados en las decisiones sobre recursos energéticos no renovables, proba-

blemente sea conveniente que las políticas oficiales regulen los volúmenes de reservas y

niveles de producción asignables a la exportación, así como la asignación de costos

internos de transporte a la exportación y el consumo doméstico

.

9

1.5.3 Equidad de costos en proyectos de integración Es importante diseñar políticas na-

cionales, mecanismos de mercado y medidas gubernamentales que alienten iniciativas de

los operadores privados en favor de proyectos de integración energética, atendiendo a

principios de equidad en la distribución de los costos

.

10

7 Ibid, p.142

8 Ibid, p.143

9 Ibid, p.142

10 Ibid, p.142

.

11

1.5.4 Barreras y resistencias a la integración Creación de barreras y resistencias a la

integración por parte de los actores privados. Estas barreras y resistencias pueden

manifestarse de manera pasiva o activa. En el primer caso significa la falta de iniciativa

privada respecto a la integración, en mercados en los que esta iniciativa es crecientemente

priorizada. En el segundo, una oposición activa por los canales disponibles, destinada a

desalentar actividades que les acarrean perjuicios. En el conjunto de actores cabe señalar

principalmente los generadores y los transportadores, ya que los distribuidores

prácticamente no son afectados11

1.5.5 Usuarios finales Los consumidores también pueden reciben impactos importantes y

pueden desarrollar presiones contrarias a la integración. Finalmente, las autoridades

públicas no pueden desconocer los impactos que afectan sectores importantes de la

comunidad y en cierta medida, el desarrollo estratégico del país

.

12

1.6 INTEGRACIÓN DE MERCADOS ELÉCTRICOS EN LOS PAÍSES DE

AMERICA LATINA

.

La integración de mercados eléctricos será un factor vital y permitirá que las economías

de los países de América Latina sean más dinámicas.

La entrada en servicio prevista para el año 2007 de la interconexión Colombia-Panamá13

11 Ibid, p.146

12 Ibid, p.146

posibilitará la integración de los mercados energéticos regionales de Centro y Sur

América, estos mercados comprendidos por el Sistema de Interconexión de los Países

Centroamericanos (SIEPAC) y la Comunidad Andina de Naciones (CAN).

13 MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS DE PANAMÁ. Panamá avanza en interconexión con Colombia. Noviembre 21 de 2003. http://www.mef.gob.pa/Cope/pdf/Panam%E1%20avanza%20en%20 interconexi %F3n%20con %20 Colombia.pdf

12

El SIEPAC como un mercado en proceso de maduración, cuya primera parte (definición

de reglas y conformación del mercado) entró a operar parcialmente en el año 2003 y se

espera que para finales del año 2006 con la finalización de la construcción del circuito

sencillo a 230 kV entre Panamá y Guatemala, empiece a operar en forma definitiva con

una capacidad de intercambio de 300 MW a través de los 6 países (Panamá, Costa Rica,

Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala) que conforman este mercado14

La CAN por su parte es un mercado eléctrico que apenas está en formación, ya que solo

posee al año 2003 una integración entre dos países y de carácter binacional entre

Colombia - Ecuador. Perú otro de los participantes activos, esta en proceso de

construcción de una línea de interconexión a 230 kV con Ecuador lo que permitirá el

inicio de un mercado eléctrico regional al interior de la CAN. Venezuela por su parte

tiene serios reparos al proceso de integración, motivado por su situación política interna y

Bolivia no ha mostrado ningún tipo de interés en este proceso de integración

.

15

A nivel mundial con las integraciones regionales vigentes (Norte América, Países

Escandinavos, Comunidad Económica Europea), aunque una interconexión reporte

beneficios globales, la reasignación de ingresos proveniente de la misma no

necesariamente favorece a todos los actores, pudiendo perjudicar a varios o generar

desarrollos débilmente sustentables. Esta oposición entre beneficios globales y algunos

ingresos sectoriales puede originar resistencias en los actores, la comunidad y/o

gobiernos, promoviendo barreras a la integración

.

16

14 COMISIÓN REGIONAL DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA (CRIE). Reglamento transitorio del mercado eléctrico regional (MER). San José de Costa Rica. Ver. 2. 1, Revisión Abril de 2002.

15 ISA, CENACE, COES, OPSIS. Acuerdo operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Revisión 05, Quito. 29 de noviembre de 2002.

16 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Op.Cit., p.165

.

13

De acuerdo a la CAF y de la Comisión de Integración Energética Regional (CIER),

calculan que para el año 2010 los beneficios de una integración regional Venezuela –

Colombia – Ecuador - Perú representaría un ahorro anual de costos operativos del orden

de los 310.6 millones US/año para los cuatro países, mostrando esto que los beneficios

de las interconexiones son significativos y resultan en todos los casos positivos17

17 Ibid, p.139

.

2. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE

AMÉRICA CENTRAL

2.1 LÍNEAS DE INTERCONEXIÓN EN LOS PAÍSES DE CENTROAMERICA

Las interconexiones de electricidad en los países centroamericanos comenzaron a ser una

realidad a partir de 1976, cuando entró en servicio el enlace entre Honduras y Nicaragua

mediante una línea de 230 kV. En 1982 entró en operación la interconexión entre Costa

Rica y Nicaragua y en 1986 tanto la de Costa Rica - Panamá, como la de El Salvador -

Guatemala, con lo cual se formaron dos subsistemas interconectados. La construcción del

enlace faltante entre El Salvador - Honduras para completar una interconexión sencilla a

230kV, uniendo a los seis países, se inició con financiamiento del Banco Mundial y se

termino a principios del 2002. Estas interconexiones existentes son circuitos sencillos, con

capacidad de transferencia limitada y se construyeron para interconectar subestaciones

fronterizas cuando los sistemas eléctricos nacionales se fueron expandiendo18

18 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Madrid. 2001. http://www. iadb.org/ppp/files/documents/EN/EN_SIEPAC_100_DB_ES.doc. p.3

.

Las interconexiones existentes han sido muy útiles para dar apoyo mutuo en emergencias y

para intercambiar excedentes de energía, básicamente hidráulica; sin embargo, no permiten

concertar transacciones firmes y los límites de transferencia son reducidos ya que la salida

imprevista del enlace deja a un sistema deficitario y muy posible sujeto a apagones.

Además, existe un rezago en el mantenimiento que se refleja en menor confiabilidad y

mayores pérdidas de energía; en varios países hay subestaciones con sobrecarga y demanda

sin atender por falta de capacidad en redes y subestaciones.

15

La capacidad limitada de las actuales líneas de interconexión impide que se puedan

concertar transacciones de compra - venta de electricidad de carácter firme que pudiera

justificar la instalación de plantas generadoras de mayor tamaño que el necesario para

atender el mercado de cada país. Esto explica en parte que las centrales instaladas en los

últimos años en estos países hayan sido pequeñas centrales de combustión interna o

turbinas de gas usando como combustible el diesel, lo cual hace elevar los costos de

producción19

19 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Diseño General Del Mercado Eléctrico Regional (MER). Informe Final. Revisión II, versión 2.1. Buenos Aires, Abril de 2000. p.3

.

Ante las deficiencias anotadas y con la perspectiva de aprovechar las ventajas de un

mercado eléctrico con alcance regional, los países centroamericanos vienen impulsando el

proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC),

apoyado en la creación de un mercado eléctrico regional y en la construcción de la línea de

transmisión de alta capacidad que enlace los países de la región. El sistema de transmisión

regional incluye las instalaciones dirigidas a reforzar los sistemas eléctricos existentes, la

construcción de la línea de interconexión a 230 kV desde Panamá hasta Guatemala y las

ampliaciones de las subestaciones asociadas.

En la figura 1 se observa las características del sistema de transmisión del proyecto

SIEPAC.

16

Figura 1. Características de Sistema de transmisión del SIEPAC20

2.2 PROYECTO DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE

AMÉRICA CENTRAL

2.2.1 Marco Conceptual General El tamaño del mercado eléctrico centroamericano es

relativamente pequeño. En el año 2001 Centroamérica tenia una población aproximada de

36 millones de habitantes, una demanda máxima de 4700 MW y requerimientos de energía

eléctrica por 24900 GWh. Se estima que la demanda máxima energía será de 6400 MW y

34800 GWh en el año 2005, y presentará un tamaño más atractivo para la construcción de

plantas de mayor tamaño que las construidas hasta ahora y con el propósito de atraer

generadores privados a precios y condiciones operacionales más razonables que las

logradas a la fecha e impulsando la integración regional de los mercados de electricidad,

20 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Op.Cit., p.2

17

los países centroamericanos decidieron la formar el Mercado Eléctrico Regional (MER) y

la construcción de una nueva línea de interconexión eléctrica regional.

Para el logro de la creación del mercado y la infraestructura necesaria del proyecto

SIEPAC, los países centroamericanos suscribieron en diciembre de 1996 el Tratado Marco

del Mercado Eléctrico de América Central21

El proyecto SIEPAC se convertirá en un eje de desarrollo regional que logrará en el

mediano y largo plazo la integración de los sistemas eléctricos de los seis países (Panamá,

Costa Rica, Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala). Igualmente, el proyecto

tendrá un rol significativo en el proceso de integración de la infraestructura regional, no

solamente desde el punto de vista de mejorar la eficiencia, confiabilidad y competitividad

del sector eléctrico, si no que además facilitará la convergencia con el futuro desarrollo de

la industria del gas natural en la región. El proyecto promoverá la instalación de plantas de

generación eléctrica con tecnología más avanzada, con capacidad regional y utilizando

combustibles sustitutivos más eficientes (por ejemplo, ciclos combinados con base en gas

natural) creando los incentivos para la construcción de gasoductos y una integración

energética más amplia con los países vecinos (México y Colombia), como potenciales

suministradores de gas natural a la región. La industria eléctrica sería el principal

consumidor de gas natural, transformando sus actuales plantas termoeléctricas y la

instalación de futuras utilizando este combustible, también se ha identificado un mercado

industrial importante sustituyendo fuel oil y en menor escala el gas licuado de petróleo.

Colombia con unas reservas comprobadas de 4.3 Tera pies cúbicos,

.

22

21 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central, Guatemala 30 de diciembre de 1996. http://www.omca.net

tiene la posibilidad

de explorar este escenario, el cual podría ser una futura fuente de exportación de gas a los

países del SIEPAC.

22 MOORE, Donald J. Colombia como futuro puente de energía de las Américas. Cuarto congreso colombiano de servicios públicos. Cartagena. Colombia. 27 de junio de 2002. http://www.technogas.ca/col42.html

18

Igualmente, se tiene proyectada la opción de utilizar la infraestructura de la línea de

interconexión del proyecto para fortalecer los sistemas de telecomunicaciones e

informática, mediante la instalación de fibra óptica utilizando la ruta y torres de

interconexión previstas en el proyecto, también con una visión regional. Los representantes

de los gobiernos ante el proyecto SIEPAC están promoviendo con el apoyo de la Comisión

Técnica Regional de Telecomunicaciones (COMTELCA) el estudio de opciones orientadas

a la utilización de la fibra óptica en el sistema de transmisión, para reforzar los sistemas de

comunicación regionales23

Cabe mencionar también las iniciativas de interconexiones bilaterales de la Comisión

Federal de Electricidad (CFE) de México con el Instituto Nacional de Electrificación de

Guatemala (INDE) a fin de desarrollar una interconexión a 400 kV con una longitud

aproximada de 103 km. entre ambos países, enlazando las subestaciones de Tapachuala, al

sur del estado de Chiapas en México, con la subestación Los Brillantes en Guatemala

.

24.

También, Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA) de Colombia y la Empresa de

Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA) de Panamá vienen desarrollando la interconexión a

250 kV DC con una longitud de 569 km entre ambos países, enlazando las subestaciones de

Cerromatoso en Colombia con la subestación Panamá II en Panamá25

Este conjunto de iniciativas promovidas en cierto grado por el mismo proyecto SIEPAC,

hace de este proyecto un motor para impulsar la integración regional, no solamente desde el

punto de vista de la integración eléctrica, ya que también dará un impulso decisivo a la

introducción del gas natural y promoverá las enormes inversiones que enfrenta la región en

.

23 PROYECTO SIEPAC. Tratado marco del mercado eléctrico de América Central. Op.Cit., http://www. omca.net

24 INTER-AMERICAN DEVELOPMENT BANK. Plan Puebla – Panamá: Interconexión México – Guatemala; http://www.iadb.org/ppp/project/projectDetails.asp?project_id=131

25 MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS DE PANAMÁ. Panamá avanza en interconexión con Colombia. Noviembre 21 de 2003. http://www.mef.gob.pa/Cope/pdf/Panam%E1%20avanza%20en% 20interconexi%F3n%20con%20Colombia.pdf

19

materia de electricidad, estimadas unos US $7000 millones en la próxima década26

2.2.2 Descripción del Proyecto SIEPAC El Proyecto SIEPAC consiste inicialmente en

la creación y puesta en marcha de un mercado eléctrico centroamericano mayorista de

electricidad y luego en el desarrollo de las obras de infraestructura de transmisión regional.

, a la vez

que servirá de base para eventualmente reforzar los sistemas de comunicaciones e

informática regionales, con un impacto positivo en la competitividad de la región.

El mercado es un espacio comercial de ámbito regional en el que los agentes habilitados

para ello, puedan libremente realizar transacciones de compraventa de electricidad, ya sea

dentro o fuera de su país, accediendo sin discriminación alguna a las redes de transmisión

con el pago de un peaje. Se espera que el mercado evolucione gradualmente y operare

como una actividad permanente de transacciones comerciales de electricidad, con

intercambios de corto plazo, derivados de un despacho de energía con criterio económico

regional, y mediante contratos de mediano y largo plazo entre los agentes.

La constitución del mercado eléctrico regional enfrenta, entre otros, los siguientes retos:

• Diseño e implantación de un marco regulatorio regional. Se cuenta con un

diseño general del mercado aprobado por los representantes de los países en el

proyecto, así como el Tratado Marco27

• Establecimiento de Instituciones Regionales. A fin de disponer de la

institucionalidad que demandará el mercado para su funcionamiento, el Tratado

Marco dispone la creación de dos órganos regionales permanentes: la Comisión

que es la base jurídica que sustenta el

mercado regional y sus instituciones.

26 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op. Cit., p.30


20

Regional de Interconexión (CRIE) como ente regulador del mercado y el Ente

Operador de la Red (EOR) organismo responsable de asegurar que la operación y el

despacho regional de energía sea realizado con criterio económico, procurando

alcanzar niveles adecuados de seguridad y confiabilidad de los sistemas eléctricos.

Los gobiernos ya han nombrado a los comisionados en estas dos organizaciones.

Los gobiernos de los respectivos países enfrentan la tarea de definir las sedes de

cada una de estas instituciones tal como lo prevé el propio Tratado Marco y los

cargos por regulación necesarios para el funcionamiento de la CRIE y los cargos

por servicios de operación del sistema regional en el caso del EOR28

El principal desafío que enfrenta la CRIE es el de mantener la independencia que

como ente regional le otorga el Tratado Marco al constituirla como entidad regional,

con personería jurídica propia y capacidad de derecho público internacional con

independencia financiera a través de un cargo por regulación que deberán cubrir los

agentes del mercado. Además, enfrenta el reto de hacer cumplir la regulación

regional en coherencia con las leyes nacionales y de mantener una estrecha

coordinación y cooperación con los reguladores nacionales para facilitar la

implantación de la normativa regional. El rol de los estados miembros del proyecto

será clave en apoyar la autoridad y autonomía del Ente Regional para ejercer sus

funciones.

.

En el caso del EOR, se enfrenta el reto de asegurar una representación adecuada de

los agentes del mercado en la composición de la Junta Directiva de la institución y

de los operadores de los mercados nacionales para asegurar que la operación y el

despacho regional de electricidad son realizados con criterios económicos y en

condiciones de seguridad adecuados, minimizando potenciales conflictos de interés

y posiciones dominantes de los agentes participantes29

28 MERCADOS ENERGÉTICOS S.A., BAILLY, Hagler y SYNEX INGENIEROS CONSULTORES. Op.Cit., p.32

.

29 PROYECTO SIEPAC. Hacia una integración regional de electricidad. Op.Cit., p7

21

• Adecuación de los órganos de gestión actuales del proyecto. Actualmente los

órganos de gestión del proyecto SIEPAC son: El Grupo Director (GD), el Comité

de Programación y Evaluación (CPE) y la Unidad Ejecutora. El GD está integrado

por representantes de los ministros responsables del sector energético y del sector

económico de cada país, así como de las empresas eléctricas de cada país. El GD

tiene la responsabilidad final del desarrollo del mercado y de tomar las decisiones

necesarias para lograr los objetivos integrales del proyecto SIEPAC.

• Desarrollo de una infraestructura regional de transmisión adecuada. Los

representantes de los países decidieron llevar a cabo la ejecución del proyecto con

una visión y alcance regional, con el desarrollo de un mercado eléctrico

competitivo. En los estudios de factibilidad técnicos-económicos del proyecto se

consideraron distintas opciones, se evaluaron múltiples escenarios de desarrollo de

los sistemas eléctricos, resultados de coordinar la operación y la instalación de

plantas generadoras futuras. La opción de enlace entre los diferentes países que

resultó en los mayores beneficios económicos fue la construcción de una línea

sencilla de 230kV, la cual se extiende de Guatemala a Panamá pasando por los seis

países y con una longitud de 1802 kilómetros distribuidos como se muestra a

continuación el Cuadro 1.

Cuadro 1. Longitud de la línea de transmisión del proyecto SIEPAC

22

2.2.3 Costo y Financiamiento del Proyecto El costo total para el desarrollo y

construcción de la línea de interconexión y subestaciones del proyecto se estima en el

equivalente a US$330 millones. En adición se cuenta con una cooperación técnica para la

implantación del mercado y las instituciones regionales, con un costo total estimado en

US$16.4 millones.

Para el desarrollo de esta infraestructura, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID)

aprobó en 1997 un préstamo por US$240 millones, de los cuales US$170 millones

provienen de su capital ordinario y US$70 millones provienen de los fondos del V

Centenario del descubrimiento de América del Gobierno de España, administrados por el

BID y tienen carácter de concesión. El remanente se financia con aportes locales. La

cooperación técnica está financiada con un préstamo del BID por US$9.9 millones, más

US$5 millones de donación y el resto corresponde a recursos propios de cada país30

2.2.4 Beneficios del Proyecto SIEPAC La evaluación económica del proyecto y los

estudios de factibilidad demostraron la bondad del proyecto. El promedio de los beneficios

económicos netos anuales para seis posibles escenarios analizados, obtiene una rentabilidad

.

30 Ibid, p.9

País Longitud

(km)

%

Guatemala 242 13.4

El Salvador 260 14.4

Honduras 366 20,3

Nicaragua 284 15.8

Costa Rica 515 28.6

Panamá 135 7.5

Total 1802 100.0

23

del proyecto de 25.1%. De otra parte, los estudios de factibilidad del proyecto han estimado

los beneficios por país valorizando los costos de atender la demanda de cada país con base

en el concepto de costos marginales, (incluyendo los ahorros en costos de inversión y los

ahorros en costos de explotación de las plantas de generación). Con base en la diferencia

entre lo que paga la demanda de cada país en los escenarios de referencia y lo que paga en

los escenarios coordinados se calcularon los ahorros que para la demanda de un país

implica la construcción de la línea de interconexión del SIEPAC.

Estos ahorros en promedio para los seis posibles escenarios analizados arrojan los

siguientes valores del Cuadro 2, expresados en millones de dólares para el año 2000 y para

cada uno de los países participantes del proyecto SIEPAC, así: 31

País

Cuadro 2. Costo del proyecto SIEPAC.

Millones US

Promedio

Guatemala 176.1

El Salvador 102.5

Honduras 79.9

Costa Rica 56.5

Panamá 70.2

Nicaragua 28.6

Total Istmo 513.8

La reducción de costo del suministro eléctrico para los consumidores de la región, es

factible con base en los beneficios del proyecto y se deriva de dos factores fundamentales

31 Ibid, p10

24

que el mercado posibilitará mediante la introducción de competencia efectiva en la región;

por una parte, los ahorros en costos de inversión y operativos que resultan del

aprovechamiento de economías de escala de ámbito regional y la reducción de márgenes de

operación y por otra parte, la coordinación económica regional de los medios de

producción. La dimensión regional puede asimismo hacer viables grandes proyectos de

suministro energético, como los gasoductos para proveer de gas natural a la región,

teniendo en cuenta que el subsector eléctrico sería el principal consumidor32

2.3 MARCO LEGAL DEL SIEPAC

.

2.3.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central Los gobiernos de las

Repúblicas de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá

acordaron suscribir el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, el cual fue

firmado a los treinta días del mes de diciembre de 1996 y fue ratificado por los poderes

legislativos de los seis países y está vigente a partir de diciembre de 199833

El Tratado Marco tiene por objeto la formación y crecimiento gradual de un mercado

eléctrico regional competitivo, basado en el trato recíproco y no discriminatorio, que

contribuya al desarrollo sostenible de la región dentro de un marco de respeto y protección

al medio ambiente.

Los principios que rigen el Tratado Marco son la competencia, gradualidad y reciprocidad.

Estos principios se definen así:

.

• Competencia: Libertad en el desarrollo de las actividades de prestación del servicio

con base en reglas objetivas, transparentes y no discriminatorias.


33 REPÚBLICAS DE GUATEMALA, EL SALVADOR, HONDURAS, NICARAGUA, COSTA RICA Y PANAMÁ. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. Diciembre 30 de 1996. p.3

25

• Gradualidad. Previsión para la evolución progresiva del mercado mediante la

incorporación de nuevos participantes, el aumento progresivo de la operación

coordinada, el desarrollo de las redes de interconexión y el fortalecimiento de los

órganos regionales.

• Reciprocidad: Derecho de cada Estado para aplicar a otro Estado las mismas reglas y

normas que ese Estado aplica temporalmente de conformidad con el principio de

gradualidad.

El Tratado Marco define el Mercado Eléctrico Regional (MER) como una actividad

permanente de transacciones comerciales de electricidad, con intercambios de corto plazo,

derivados de un despacho de energía con criterio económico regional y mediante contratos

de mediano y largo plazo entre los agentes. El mercado debe evolucionar gradualmente de

una situación inicial limitada hacia una más amplia, abierta y competitiva, apoyado en la

infraestructura existente y futura tanto nacional como regional.

2.3.2 Protocolos Para facilitar el cumplimiento y la debida aplicación de las

disposiciones contenidas en el Tratado Marco se establece que los gobiernos suscribirán los

protocolos necesarios que se enmarcarán en los principios, fines y demás disposiciones

establecidas en este. Uno de los principales protocolos que es necesario que firmen los

países es el relacionado con las penalizaciones o compensaciones por incumplimiento de lo

establecido en el Tratado Marco o del Reglamento de Operación Técnica y Comercial del

MER34

2.3.3 Reglamento de Operación Técnica y Comercial del MER Contiene toda la

reglamentación que sea necesaria para la Operación Técnica y Comercial del MER. Los

principales tópicos que contiene son los siguientes:

.

• Organización institucional y regulatoria del MER.


26

• Funcionamiento comercial del MER.

• Coordinación de la programación y de la operación del sistema regional.

• Estructura operativa.

• Intercambio de información operativa, recursos de supervisión, medición para la

operación en tiempo real, sistema de comunicaciones.

• Intercambio de información comercial.

• El mercado de contratos regional, tipos de contratos, administración de contratos.

• El mercado regional de corto plazo.

• Garantías, liquidación, cobranza y pagos.

• Servicios auxiliares y la calidad de servicio, en correspondencia con lo establecido

en el reglamento de transmisión del MER.

• La transparencia, supervisión del comportamiento del mercado y sus reglas.

El reglamento debe asegurar el cumplimiento de los principios del Tratado Marco y

permitir que el MER opere en una forma competitiva garantizando la economía, calidad y

seguridad así como también la promoción y desarrollo de proyectos regionales tanto de

generación como de transmisión.35

35 Ibid, http://www.omca.net

27

2.3.4 Principios Los principios básicos que dirigen el desarrollo de la estructura y

organización del MER son:36

• Institucionalizar desde el principio. Es la puesta en vigencia operativa de la

institucionalidad prevista en el Tratado Marco, a partir de la creación de los organismos

que prevé, del desarrollo e implementación de las reglas que detallen su funcionamiento

y de los instrumentos de control que posibiliten su adecuada administración técnica y

comercial. No obstante, el plan de implementación debe contemplar la transición

necesaria para permitir el desarrollo de la infraestructura requerida que garantice la

adecuada supervisión y administración del MER.

• Construir con base en la realidad. Las regulaciones nacionales son diferentes,

existen países que no han abordado todavía la reforma hacia modelos competitivos y

cada país es soberano para elegir la forma y oportunidad de hacerlo o no. Aún así, el

mercado regional puede traer múltiples beneficios a cada país, independientemente del

tipo de estructura y organización de su sector eléctrico, por lo que el proyecto no puede,

ni debe esperar para su entrada en operación a que las reglas sean homogéneas en todos

los países. La realidad es que hoy ya se están realizando transacciones internacionales

de energía eléctrica entre los países (incluso entre países con y sin mercado

competitivo) y existe un amplio campo para incrementar el alcance y la eficiencia de

estas transacciones aún en condiciones de diversidad regulatoria.

• Respetar las autonomías de los países. En los detalles de implementación para la

creación de las nuevas entidades regionales que establece el Tratado Marco, se deben

establecer los límites y la interacción necesaria para respetar los derechos y

obligaciones de los agentes, organismos e instituciones dentro de cada país.

• Promover la competencia leal. Establecer la regulación y supervisión que impida o

penalice prácticas desleales.


28

• Economía y seguridad en el abastecimiento. Establecerse reglas de intercambios

regionales basadas en incorporar al despacho económico de cada país las ofertas y

demandas en las interconexiones internacionales, dando prioridad a los criterios de

calidad y seguridad.

• Incorporar la inversión privada al esfuerzo de inversión regional a través del

MER. El proyecto debe permitir el concurso de agentes privados, ya instalados o

nuevos, que quieran instalarse en la región, que aporten recursos económicos y

experiencia demostrando alta capacidad de reacción ante las señales del MER, en un

marco flexible que respete la libertad de iniciativa para promover y ejecutar decisiones

e inversión.

• Las reglas del MER deben ser simples, eficientes y predecibles. Un diseño

reglamentario del MER simple y predecible pero a la vez eficiente es un requisito

indispensable para lograr su desarrollo eficiente y maximizar los beneficios perseguidos

por su creación. La fácil comprensión de sus reglas es clave para promover el interés y

la participación en el MER, así como para evitar decisiones incorrectas.

• Permitir el desarrollo de la infraestructura de transmisión. El verdadero desarrollo

del MER requiere un fortalecimiento de la infraestructura de transmisión que integre

con calidad los sectores eléctricos de los diferentes países de la región, permitiendo

operaciones de una escala tal que den lugar a un ámbito de competencia en lo

económico y tecnológico y que a su vez lo haga en un marco de calidad y seguridad

aptos como para permitir confiar el suministro a usuarios finales a la producción

ubicada en otro país.

2.4 MARCO INSTITUCIONAL

Las organizaciones creadas por el Tratado Marco para el funcionamiento del MER son:

• La Comisión Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE).

29

• El Ente Operador de la Red (EOR).

• La Empresa Propietaria de la Línea (EPL).

2.4.1 Comision Regional de Interconexión Eléctrica (CRIE)37

• Objetivos Los objetivos de la CRIE son los siguientes:

− Hacer cumplir el presente Tratado y sus protocolos, reglamentos y demás

instrumentos complementarios.

− Procurar el desarrollo y consolidación del mercado, así como velar por su

transparencia y buen funcionamiento.

− Promover la competencia entre los agentes del mercado.

• Características Independencia que como ente regional le otorga el Tratado al

constituirla como entidad regional, con personería jurídica propia, Tener capacidad de

derecho público internacional. Tener capacidad jurídica suficiente para actuar judicial y

extrajudicialmente y realizar todos los actos, contratos y operaciones necesarias. Estas

características son primordiales, ya que garantizan la transparencia del mercado y la

equidad con que debe contar cualquier organismo de control.

• Composición Un representante de cada país miembro (cada representante pertenecerá

al ente regulador de cada país), designado por el correspondiente gobierno con mandato

por cinco años prorrogables. Cuya estructura esta compuesta por una junta directiva (un

representante de cada país), un grupo de vigilancia del mercado, un grupo de apoyo

regulatorio y ente administrativo.


30

• Recursos Provendrán principalmente de cargos pagados por los agentes, aportes de los

gobiernos y sanciones económicas cobradas a los agentes del mercado.

• Funciones Los funciones de la CRIE son las siguientes:

− Regular el funcionamiento del MER

− Garantizar condiciones de competencia y no discriminación

− Propiciar el desarrollo del mercado tanto su funcionamiento inicial como su

evolución

− Resolver sobre las autorizaciones para integrarse al mercado y para compra y venta

de energía

− Adoptar medidas para evitar el abuso de posición dominante

− Imponer las sanciones establecidas en los protocolos relacionadas con

incumplimientos al Tratado o la regulación.

− Aprobar las tarifas por el uso del Sistema de Transmisión.

− Resolver conflictos entre agentes

− Habilitar las empresas como agentes del mercado.

− Aprobar los cargos por servicios del EOR

− Evaluar la evolución del mercado

− Solicitar información contable auditada a las unidades de negocio

31

− Coordinar con organismos regulatorios nacionales las medidas necesarias para el

buen funcionamiento del mercado.

La estructura del la CRIE se muestra en la Figura 2.

COMISION REGIONAL DE INTERCONEXION ELECTRICA (CRIE)

Junta Directiva

Grupo de Apoyo Regulatorio

(Reguladores)

Grupo de Vigilancia del

Mercado

Administración

Figura 2. Estructura de la CRIE38

2.4.2 Ente Operador de la Red (EOR)

39

• Objetivos y funciones Los objetivos y funciones del EOR son los siguientes:

− Proponer a la CRIE los procedimientos de operación del mercado y del uso de la

Red de Transmisión Regional (RTR)



32

− Asegurar que la operación y el despacho regional de energía sea realizado con

criterio económico, procurando alcanzar niveles adecuados de seguridad, calidad y

confiabilidad.

− Llevar a cabo la gestión comercial de las transacciones entre agentes del mercado.

− Apoyar, mediante el suministro de información, los procesos de evolución del

mercado.

− Formular el plan indicativo de expansión de la generación y transmisión regional,

previendo el establecimiento de márgenes regionales de reserva y ponerlo a

disposición de los agentes del mercado.

• Características Personería jurídica propia y capacidad de derecho público

internacional aplicable a las partes. Tendrá capacidad jurídica propia para adquirir

derechos y contraer obligaciones, actuar judicial y extrajudicialmente y realizar todos

los actos, contratos y operaciones necesarias para cumplir con su finalidad.

• Composición Será dirigido por una junta directiva, constituida por dos directores por

cada país, designados por los respectivos gobiernos y propuestos por los agentes del

mercado de dicho país. Esta composición podrá ser modificada por los Gobiernos

mediante un protocolo. Su estructura esta compuesta por una junta directiva (dos

representante de cada país), un grupo de asesores expertos, un grupo de apoyo de

coordinación, planeamiento operativo y operación en tiempo real, un grupo de apoyo de

planificación y un ente administrativo.

• Recursos Los ingresos del EOR provendrán principalmente de los cargos recaudados

por la operación del sistema aprobados por la CRIE, otros cargos pagados por los

agentes del Mercado, sanciones económicas y otras fuentes.

La estructura del EOR se muestra en la Figura 3.

33

ENTE OPERADOR DE LA RED (EOR)

Junta Directiva

Grupo de Apoyo de Coordinacion Planeamiento Operativo

y Operacion en tiempo Real

Grupo Asesores Expertos

Grupo de Apoyo de Planificacion (Seguridad Operativa e

Ingenieria de Transmision )

Administracion

Figura 3. Estructura del EOR40

2.4.3 Empresa Propietaria de la Línea (EPL)

41

• Características Empresa de capital público o con participación privada. Regida por el

derecho privado

• Accionistas Compañías de Electricidad de cada país que son responsables por la

transmisión nacional y los accionistas privados serán incluidos en el futuro, comenzando

con Endesa de España.

• Función Desarrollar, diseñar, financiar, construir y mantener un primer sistema de

transmisión regional que interconectará los sistemas eléctricos de los seis países,

denominado línea SIEPAC.

40 Ibid, http://www. omca.net

41 Ibid, http://www. omca.net

34

2.4.4 Agentes Uno de los principales actores del SIEPAC son los Agentes, estos son los

encargados en ultima instancia de hacer las transacciones de energía. Estos agentes deberán

crear unidades de negocio separadas para cumplir con los requerimientos del Diseño

General del MER.

El Tratado Marco establece en su Artículo 5 una primera definición de agente del mercado

regional:

Las actividades del mercado se realizarán entre sus agentes, los que podrán ser empresas

dedicadas a la generación, transmisión, distribución y comercialización de electricidad,

así como grandes consumidores. Los agentes podrán llevar a cabo libremente y sin

discriminación alguna, la compra y venta de energía eléctrica. Sin embargo, mientras la

legislación de un país permita a una misma empresa la realización de dos o más

actividades en la prestación del servicio o la designación de una sola empresa para

realizar transacciones en el mercado, éstas deberán crear unidades de negocios separadas

que permitan una clara identificación de los costos de cada actividad.42

Para la aprobación de cada Agente del Mercado, se requiere que cumplan los requisitos

para proteger deudores y acreedores. La Regulación Regional definirá los requerimientos

financieros, estableciendo el procedimiento para la habilitación como Agente del MER.

Los requisitos a ser cumplidos incluirán como mínimo:

43

La habilitación como agente de un Mercado Mayorista o, en los países sin

Mercado Mayorista, ser la empresa estatal o la habilitación otorgada para

participar en transacciones internacionales de energía eléctrica.

42 REPÚBLICAS DE GUATEMALA, EL SALVADOR, HONDURAS, NICARAGUA, COSTA RICA Y PANAMÁ. Op.Cit., p.4

43 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA. Informe de diseño del mercado eléctrico regional MER. Proyecto SIEPAC. Medellín. Agosto de 2002.

35

Adhesión a los derechos y obligaciones que establecen los Reglamentos del

MER, en particular la obligación de cumplir con los compromisos de pago en

tiempo y forma.

Garantías de cumplimientos de pago, a través de una garantía ejecutable, con

un mecanismo a definir, adecuado a las posibilidades existentes en la Región.

La participación en el MER está determinada por la existencia o no de mercado mayorista

en cada país. En principio, serán agentes del MER los que se muestran en la Tabla 1.

Tabla 1. Agentes del MER44

ORGANIZACIÓN DEL SECTOR

AGENTES HABILITADOS PARA

PARTICIPAR EN EL MER

Mercado mayorista competitivo en

operación

• Agentes habilitados del mercado

mayorista

Transición a un mercado mayorista

competitivo

• Empresa estatal

• Los agentes habilitados que se vayan

incorporando en la transición

Monopolio estatal

• Empresa estatal

• Consumidores y generadores

privados especiales, habilitados por la

regulación a exportar o importar

energía eléctrica


36

2.5 DISEÑO GENERAL DEL MER

El modelo conceptual del MER consiste en la conformación de un séptimo mercado, el cual

interactúa con los seis mercados o sistemas nacionales existentes, con reglas

independientes y puestos en contacto exclusivamente en los puntos de la Red de

Transmisión Regional (RTR). 45

• Mercado de Contratos Regionales El Mercado de Contratos Regionales es el conjunto

de contratos de importación o exportación de energía eléctrica o los celebrados entre los

agentes habilitados como agentes del MER en los respectivos países miembros.

Para ello se establece la conformación de tres mercados competitivos:

46

En el Contrato deberá estar establecida la energía máxima horaria comprometida durante la

vigencia y efectuar las respectivas Ofertas de Flexibilidad

47

El Mercado de Contratos Regionales tiene por objetivo crear las condiciones formales y de

administración regional para posibilitar el desarrollo de inversiones y expansiones

regionales, tanto en el campo de la generación como en el de la infraestructura de

transmisión que se requiera. Al mismo tiempo, debe permitir e incentivar la maximización

del uso de la capacidad de transmisión y generación disponibles, como también, libres para

efectuar contratos de oportunidad. Para ello es necesario diferenciar distintos tipos de

destinadas a administrar los

ajustes ya sea por condiciones económicas o por restricciones técnicas. En la Figura 4. se

muestra la estructura del mercado de contratos regional.

45 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA. Op.Cit., p.4-1

46 Ibid, p.4-2

47 Son los excedentes con que cuenta los generadores después de ser despachados, estos excedentes se pueden usar para cubrir los faltantes de potencia que se presenten en un sistema de potencia.

37

contratos, fundamentalmente en cuanto a la duración del compromiso, anticipación con que

se conoce, su interrumpibilidad y la obligación de cumplimiento. 48

Contratos Internos

Mercado de Contratos Nacional:

Regulación Nacional

Contratos entre agentes

del MER

Contratos Internos

Mercado de Contratos Nacional:

Regulación Nacional

Contratos entre agentes

del MER

Mercado de Contratos Regional:Regulación Regional

Mercado 1

Mercado 2

Figura 4. Estructura del mercado de contratos regional49

− Contratos Firmes Los objetivos de este tipo de contratos son:

50

• Dar a cada agente la seguridad y obligaciones de cumplimiento del compromiso

ante ventas/compras a agentes ubicados en otro país de la Región.

49 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA Op.Cit., p.3-2

50 Ibid, p.4-8

38

• Posibilitar el desarrollo de plantas de generación de escala regional.

• Promover intercambios que viabilicen el desarrollo de redes regionales.

Toda generación que se venda en un Contrato Firme regional será considerada generación

regional. El Contrato Firme localiza comercialmente la energía firme contratada en el país

que compromete la entrega. La energía contratada tiene prioridad para el abastecimiento de

la demanda del Comprador, en el país en que este se ubica, en lugar de tener prioridad de

abastecimiento para la demanda del país en que se ubica el Vendedor.

El agente vendedor podrá cubrir su compromiso con generación propia y/o con compras en

el Mercado de Oportunidad Regional, y/o, de permitirlo la regulación nacional, en el propio

mercado nacional de oportunidad del agente vendedor y/o comprador. El Contrato Firme

sólo es interrumpible por restricciones técnicas o emergencias.

Un Contrato Firme Regional sólo será habilitado si cuenta con la titularidad de los derechos

de congestión por la potencia comprometida en el punto de entrega del contrato. Esta

exigencia significa exigir que la capacidad de transmisión exista y por tanto permite

promover el desarrollo de la infraestructura de transmisión.

− Contratos No Firmes El objetivo de este tipo de contratos es viabilizar intercambios de

excedentes y faltantes de oportunidad entre agentes, para dar mayor dinamismo y

desarrollo al Mercado de Contratos Regionales y para maximizar el uso de la capacidad de

transmisión disponible.51

Se caracterizan por ser compromisos de corto plazo con una duración mínima de un día.

No representan un compromiso firme para el país donde se ubica el Vendedor. Son

interrumpibles por:

• Restricciones técnicas: Fallas o mantenimientos en la red de transmisión, perdidas o

mantenimientos de unidades de generación

51 Ibid, p.4-8

39

• Criterios de calidad y seguridad: Por compromiso de la seguridad del sistema ante

restricciones (mantenimientos, etc.), por déficit de potencia reactiva que comprometa

la calidad del servicio

• Consideración económica del despacho económico o prioridad de abastecimiento del

Operador del Sistema y Administrador del Mercado nacional

• Por congestiones en la red de transmisión regional: En horas de máximo consumo se

pueden presentar congestiones que impidan transportar la potencia estipulada en el

contrato.

• El Mercado de Oportunidad Regional Los objetivos de las transacciones de este

mercado son:52

− Optimizar el uso de recursos disponibles en la región

− Promover el uso de la capacidad instalada en generación no comprometida por medio

de contratos y de la capacidad de transmisión regional

− Promover el cubrimiento de los desvíos que surjan del Mercado de Contratos,

otorgando el respaldo del mercado que permita reducir sus riesgos

− Crear un mecanismo eficiente para cubrir los desvíos que surjan en la programación y

operación en tiempo real a los intercambios programados.

Las transacciones del Mercado de Oportunidad Regional son de oportunidad, por lo tanto,

interrumpibles por el Operador del Sistema y Administrador del Mercado nacional del país

vendedor o comprador.

El Mercado de Oportunidad Regional se administra a través de:

52 Ibid, p.4-9

40

− Ofertas de oportunidad de cada país: ofertas de inyección o retiro de energía eléctrica

en los nodos de la red de transmisión regional.

− Ofertas de flexibilidad de cada contrato: ofertas de variar los intercambios

contractuales comprometidos por restricciones o por conveniencia económica.

Los tipos de transacciones de oportunidad son:

− Transacciones de Oportunidad Programadas (TOP): Provienen de la programación de

las ofertas de oportunidad y ofertas de flexibilidad de contratos en el predespacho

nacional y regional.

− Transacciones por desvíos en tiempo real: Provienen de los desvíos ocurridos en la

operación en tiempo real, cuando los retiros e inyecciones resulten distintos a los

programados en el despacho del MER (Contratos y TOP)

Cada transacción de oportunidad horaria, ya sea de compra como de venta, se realiza al

correspondiente precio nodal. De este modo, las transacciones de oportunidad, tanto

programadas como por desvíos de tiempo real, al ser valoradas al precio nodal, pagan

implícitamente el cargo variable de transmisión, esto es debido a que todo megavatio

valorado en el nodo frontera tiene sobre si implícitos los cargos por uso de la red de

transporte.

• Mercado de Servicios Auxiliares La Regulación Regional definirá los niveles

requeridos de Servicios Auxiliares, los requisitos técnicos a cumplir para estar habilitado a

proveer cada Servicio Auxiliar y el modo en que se verificará su cumplimiento.53

El EOR será el responsable de establecer los criterios de calidad y seguridad que se

aplicarán en el MER, de acuerdo a procedimientos reglamentados.

53 Ibid, p.4-9

41

Los Servicios Auxiliares requeridos por los criterios de calidad y seguridad incluyen:

− Regulación secundaria AGC

− Reservas de respaldo (rodante y fría de corto plazo)

− Control de tensión y reactivos

− Sistemas de deslastre de cargas

− Generación obligatoria

− Facilidades para arranque en negro (black start) de unidades de generación

− Facilidades para la coordinación y formación de islas eléctricas cuando el sistema

eléctrico regional, en forma total o parcial, vaya al colapso eléctrico y así poder

facilitar el restablecimiento de todo el sistema.

Un punto particular a desarrollar por la Regulación Regional es la Generación obligatoria

por restricciones de calidad y seguridad regional, ya que los mismos pueden forzar

inyección en un punto de la RTR a pesar de no ser competitiva.

42

2.5.1 Organización de la Operación del MER La estructura jerárquica operativa para el

MER contempla un sistema con dos niveles de operación: el EOR en el nivel regional y el

Operador del Sistema y Administrador del Mercado de cada país a nivel nacional. En este

esquema cada Operador del Sistema y Administrador del Mercado, además de desarrollar

las actividades que cada regulación nacional le asigna en cuanto a la administración del

sistema y mercado mayorista de su país, actuará bajo la coordinación del EOR, en el marco

que definan los reglamentos del MER, en todos aquellos asuntos que tengan relación con la

operación del mercado regional. 54

La coordinación de la operación a nivel nacional y regional incluye la coordinación del

predespacho nacional y regional, la coordinación del despacho económico (operación en

tiempo real) y la coordinación del posdespacho que incluye la liquidación de las

transacciones económicas.

• Coordinación del Predespacho La coordinación del predespacho nacional y regional

entre el EOR y Operador del Sistema y Administrador del Mercado, denominado

predespacho del MER, incluye los siguientes procedimientos:55

− Coordinación de intercambios por contratos

− Coordinación de ofertas y requerimientos de oportunidad

− Coordinación de ofertas y requerimientos de Servicios Auxiliares.

Estos procedimientos se esquematizan en la Figura 5.. Este procedimiento consiste en que

los agentes nacionales de cada país comienzan a realizar un predespacho económico

nacional, a las 8:00 AM los agentes y el EOR comienzan a realizar un intercambio de

información sobre el estado de la red, los generadores y los contratos despachados 54 Ibid, p.4-9

55 Ibid, p.4.10

43

nacionales e internacionales, a las 13:00 horas cada país debe entregar el predespacho

definitivo al EOR el cual contendrá los intercambio programados nacionales e

internacionales de cada país, las ofertas tanto firmes como remanentes de inyección y retiro

de oportunidad y las ofertas de servicios complementarios, a las 14:30 el EOR les pone a

disposición de todos los países el predespacho económico regional el cual contendrá los

intercambios regionales ajustados, las transacciones de oportunidad programadas y las

transacciones regionales de servicios complementarios, a su vez los países tienen hasta las

16:00 horas para confirmar u objetar el predespacho económico regional, una vez el EOR

confirme las objeciones o la conformidad del despacho económico, este pondrá en

conocimiento de todos los agentes el predespacho económico regional definitivo a las

17:00 horas el cual contara con todas las transacciones de oportunidad y el precio ex-ante

(precio marginal del despacho económico), para que los agentes le den cumplimiento a

partir de las 00:00 horas del día siguiente.

Figura 5. Predespacho del MER56


Ofertas de Inyección

EOR

Ofertas de Retiro

Ofertas de Contratos País 2,…6

Ofertas de Inyección

Ofertas de Retiro

Ofertas de Contratos País 1

Predespacho horario

Transacciones de

Oportunidad

Precio Ex-ante

44

• Coordinación del Despacho Económico (Operación en tiempo real) La operación en

tiempo real requiere la coordinación y administración por parte del EOR y cada Operador

del Sistema y Administrador del Mercado de:57

− Desvíos en los intercambios programados

− Contingencias y restricciones no programadas

− Cumplimiento del aporte de los servicios auxiliares.

La operación en tiempo real se esquematiza en la Figura 6.. El despacho en tiempo real

comienza a las 00:00 horas y termina a las 23:59 horas del mismo día, se trabaja en un

horizonte de 24 horas, la operación en tiempo real comienza con el conocimiento de los

despachos económicos nacionales de cada país y el despacho económico regional, con esta

programación se supervisa el despacho de las unidades de generación y el control de los

intercambios entre países de energía, el EOR comienza la operación del sistema regional

atendiendo como los requerimiento de voltaje, frecuencia y los desvíos al despacho

económico programado, estos desvió pueden ser autorizados o no autorizados, estos a su

ves son de tres características, normales (desvíos que no originan cambios al despacho o

redespachos), significativos (Originan un redespacho en el MER, que actualiza las

transacciones de oportunidad programadas para el período redespachado) y graves (Desvíos

originados en colapsos parciales o totales), toda esta información de la operación en tiempo

real se plasma en un informe de operación que el EOR publica el día posterior a la

operación.

57 Ibid, p.12

45

OPERACIÓNEN TIEMPO

REAL

Administraciónde desvios deintercambiosprogramados

Base de datos depredespacho económico

REGIONAL

Base de datos depredespachoseconómicos

NACIONALES

PredespachoNacional

Administración decontingencias yrestricciones noprogramadas

Administración dedesvios deservicios

complementarios

Base de datos deoperación en TIEMPO

REAL

PredespachoRegional

Resultados de laOperación

Desvíos deServiciosAuxiliares

Ajustesnecesarios a los

ServiciosAuxiliares

Eventos deoperación de

efecto regional

Redespacho deOportunidad y

Contratos

Transacciones deOportunidad por

desvíos. Redespacho:Transacciones de

OportunidadProgramadas

Desvíos alDespacho

Programado

Figura 6. Operación en tiempo real58

• Coordinación del Posdespacho La Coordinación del posdespacho del MER tiene como

responsabilidad el Sistema de Liquidación y Transacciones en el MER.

59

La Figura 7. presenta el esquema de la Coordinación del Posdespacho del MER, este

Posdespacho comienza con la recolección y comparación de datos entre el despacho

económico regional y el despacho en tiempo real, este elabora un documento de carácter

regional el cual contiene todas las transacciones realizadas durante las 24 horas del día

anterior, como también un documento con todas las transacciones nacionales de cada país,

con estos dos informes se procede a elaborar la liquidación definitiva y a establecer el

estado de cuantas entre los diferentes agentes nacionales y los diferentes organismos

encargados de la operación del sistema y de la administración del mercado.

58 KEMA CONSULTING e INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. ISA Op.Cit., p.4-11

59 Ibid, p.4-12

46

Elaboracióndocumento

TransaccionesREGIONALES

Base de datos depredespacho

económico REGIONAL

Base de datos depredespachoseconómicos

NACIONALES

PredespachoNacional

Aplicación deabonos y

cargos de lastransaccioneseconómicas

Base de datos deoperación en TIEMPO

REAL

PredespachoRegional

DespachoReal

Elaboracióndocumento

TransaccionesNACIONALES

AgentesNacionales y

OS&MEOR

DespachoReal

Documento deTransaccionesNacionales yRegionales

Estado decuentas

Documento deTransacciones

Regionales

Documento deTransaccionesNacionales yRegionales

Figura 7. Posdespacho del MER60

− Sistema de Medición Comercial Para efectuar la liquidación comercial de las

transacciones realizadas en el MER, se requiere contar con la medición de energía activa en

los nodos de la RTR. El Sistema de Medición Comercial (SIMEC) es el sistema de

medición destinado a tal fin y estará formado por un sistema de medición principal horario

de energía activa en los nodos de la RTR, un sistema de medición de respaldo y un sistema

de recolección remota de mediciones.

− Documento de Transacciones Económicas del MER (DTE-MER) A fin de cada mes

el EOR emitirá un Documento de Transacciones Económicas del MER (DTE-MER), que

será enviado a cada OS&M y a las empresas propietarias de la RTR. El DTE-MER

establecerá el saldo de cada agente por sus transacciones de energía y servicios en el MER.

Los agentes a través de su Operador del Sistema y Administrador del Mercado, tendrán un

plazo para presentar reclamos y observaciones a las transacciones informadas por el EOR.

En caso de discrepancia del agente con la resolución del EOR, podrá apelar ante la CRIE.

60 Ibid, p.4-13

47

− Sistema de cobranzas y pagos en el MER Dada la importancia que tiene el pago

oportuno de las obligaciones en el MER, es fundamental organizar este proceso, de modo

de automatizarlo y hacerlo funcionar en forma eficiente. En razón de ello se canalizan las

gestiones de cobranza y pagos por medio de una institución independiente y especializada.

2.5.2 Garantías y Penalidades La Regulación Regional deberá establecer las garantías

que los agentes regionales deberán aportar como respaldo de sus posibles saldos de deuda

en el MER. Estas garantías serán aplicadas al pago de sus saldos de deuda y a las

penalidades que se les pudiera aplicar.

Así mismo, la Regulación Regional desarrollará los procedimientos y montos a aplicar a los

participantes del MER por incumplimientos del Tratado, los Protocolos o la Regulación

Regional.61

2.5.3 La Transmisión Regional

• La Red de Transmisión Regional La Red de Transmisión Regional (RTR) es la red

mediante la cual se desarrollan las transacciones del Mercado Eléctrico Regional (MER).

La instalaciones no se limitan a aquellas que en un momento dado están involucradas en

una transacción del MER, por cuanto basta con que potencialmente puedan estarlo, hayan o

no sido construidas con este propósito. Por otra parte, las instalaciones de la RTR así

definidas, sirven en cada país a las necesidades de transmisión nacional del respectivo país,

aún cuando algunas de ellas hayan sido construidas con vista a participar en la transmisión

regional.62

61 Ibid, p.7-1

62 Ibid, p.7-1

48

• Premisas para el Desarrollo de la Regulación de la Transmisión Regional La

regulación de la transmisión regional busca cumplir las siguientes premisas:63

− Respetar la diversidad de regulaciones establecidas en los marcos nacionales: para

que esto se lleve a cabo sin ningún tropiezo, se creó la CRIE cuyo trabajo es procurar

que haya un acople entre las regulaciones nacionales y la regulación regional.

− Hacer un uso intenso y eficiente de las instalaciones de transmisión existentes y de

las que se agreguen en el futuro: Una de los pilares del Proyecto SIEPAC es el

aprovechamiento de parte de la red existente, lo que abocará a una reducción de

costos y a un mejor aprovechamiento de estas redes.

− Incorporar señales que contribuyan a la eficiencia económica de las transacciones en

el MER y a un uso eficiente de los recursos de generación y transmisión: estas

señales deben tener en cuenta los recursos de generación de cada país y su

estacionalidad.

− Construir dichas señales con base en reglas simples, cuyos resultados sean

predecibles, reproducibles y lo más estables posible.

− Permitir que las expansiones de la red de transmisión regional sean financiables y

rentables, en la medida que se desarrollen oportuna y eficientemente.

− No discriminar en el tratamiento tarifario al proyecto SIEPAC con respecto a las

instalaciones de la red de transmisión regional existentes o las que puedan desarrollar

agentes privados: en este punto es importante resaltar que la regulación debe ser muy

clara en este tratamiento y debe haber un igualdad entre las dos redes, para que la

inversión privada y estatal sea atractiva.

63 Ibid, p.7-2

49

• Las expansiones en la RTR Las expansiones de la RTR podrán provenir de:64

− Ampliaciones Planificadas El EOR deberá elaborar el plan indicativo evaluando las

expansiones con base en la eficiencia económica de las mismas. Como parte de esta labor

se identificarán las instalaciones de los sistemas de transmisión nacionales que forman

parte de la RTR.

El EOR remitirá el plan indicativo a la CRIE junto con el informe de planificación que lo

justifica. La CRIE analizará el Informe para verificar que cumple los criterios y

procedimientos que establece la regulación regional. De no existir incumplimientos en la

verificación, la CRIE analizará el impacto que la ampliación produce en las tarifas

nacionales y buscará el consenso con los organismos reguladores nacionales. Las

ampliaciones que resulten aprobadas constituirán las Ampliaciones Planificadas, podrán ser

ejecutadas por la EPL o por privados, preferiblemente a través de un proceso de licitación

de la construcción de la obra.

− Ampliaciones a Riesgo Las Ampliaciones a Riesgo son aquellas que se realizan por

iniciativa de uno o más agentes del MER y que no forman parte del Plan Indicativo del

SPTR.

Requieren la aprobación de la CRIE para verificar que no impacten negativamente la

calidad del sistema o el medio ambiente. La CRIE requerirá al EOR que evalúe el estudio

de impacto en la RTR. De cumplir la ampliación con los requisitos ambientales, conexión y

calidad, la CRIE autorizará la ampliación.

• El Sistema Tarifario de la RTR El Sistema de Precios Nodales genera automáticamente

un monto de dinero, surgido de los precios diferentes en cada nodo de la RTR, el cual se

asigna a la remuneración de la transmisión, constituyendo el denominado Ingreso Tarifario.

64 Ibid, p.7-4

50

Sin embargo, este Ingreso Tarifario resulta generalmente insuficiente para rentar

adecuadamente el costo medio de transmisión. Se requiere entonces complementar el

Ingreso Tarifario a través de peajes y/o cargos fijos.65

− Instalaciones que provengan de Ampliaciones Planificadas Se le reconocerán todos

los costos de capital, de operación y mantenimiento. En consecuencia, se podrá considerar

que cada usuario de la RTR estará pagando:

66

• Cargo Variable de Transmisión. Cargo que surge del Sistema de Precios Nodales,

que refleja el costo de las perdidas marginales (montos horarios en función de la

energía transmitida y la diferencia de precios en el Mercado de Oportunidad

Regional entre los extremos) y el costo de las congestiones (como en el cargo

complementario pero, cuando se llega a la saturación del vínculo, con lo cual los

precios en sus extremos representan los precios de dos mercados diferentes

desacoplados comercialmente por la saturación).

• Peaje. Cargo asociado al uso de las instalaciones, del tipo de los que combinan

ocupación de la capacidad y distancia (por ejemplo MW – km). Lo pagan todos

aquellos que utilizan instalaciones de la Red de Transmisión Regional (RTR), en la

proporción que ocupen dichas instalaciones.

• Cargo Complementario. El Cargo Complementario es la diferencia entre la

remuneración a reconocer y lo ya recaudado. Este cargo lo que busca es cubrir la

remuneración no obtenida por efecto de las desviaciones. En tales casos, con el

Ingreso Tarifario y con los pagos de los Peajes no se logra completar el 100 % de la

Remuneración Reconocida Anual (RRA) a los propietarios de la Red de

Transmisión Regional (RTR). El Cargo Complementario es en consecuencia la

65 Ibid, p.7-6

66 Ibid, p.7-7

51

diferencia entre la Remuneración Reconocida Anual (RRA) correspondiente y lo ya

recaudado (Ingreso Tarifario + Peaje).

Cuando se trata de instalaciones nacionales que forman parte de la RTR, la demanda del

país es responsable por el pago del Cargo Complementario. Cuando se trate de obras de

alcance regional, el cargo se podrá establecer en función de criterios que tengan en cuenta

características de los diferentes mercados, beneficios que genera para las transacciones

locales, etc.

− Instalaciones que provengan de Ampliaciones a Riesgo Para instalaciones de este tipo,

el propietario cobra exclusivamente en función del uso que se haga de la línea. Esto quiere

decir que no existe quien se haga cargo de pagar el Cargo Complementario. Los agentes

que realicen transacciones en el MER, pagarán los siguientes cargos por uso de este tipo de

instalaciones que formen parte de la RTR:

• Cargo Variable de Transmisión: Cargo que surge del Sistema de Precios Nodales,

que refleja el costo de las pérdidas marginales y la congestión, resultado de los

flujos por las líneas y de la diferencia de precios entre los extremos.

• Peaje por Uso: será la anualidad de la inversión más los costos de operación y

mantenimiento eficientes, afectados por un factor de proporcionalidad de uso.

− Instalaciones existentes antes de la puesta en marcha del MER La remuneración de

las instalaciones existentes serán las mismas que las que se aplican para Instalaciones que

provengan de Ampliaciones de Riesgo. La línea del Proyecto SIEPAC será considerada una

línea de Ampliación Planificada.

• Derechos de Congestión Dada la volatilidad potencial de los cargos variables de la

transmisión, resulta conveniente diseñar una herramienta que permita cubrir la volatilidad y

limitar el riesgo asociado. Para ello se propone establecer Derechos de Congestión. Los

titulares de Derechos de Congestión de una instalación, son los que perciben el Ingreso

Tarifario más los Peajes asociados a esta, en la proporción que les corresponda.

52

Los Derechos de Congestión están asociados a las ampliaciones en la RTR. Serán

otorgados de la siguiente manera:67

− En las Ampliaciones Planificadas, a aquellos que tomen obligaciones de pago en

proporción a su compromiso de pago respecto del costo fijo total de la ampliación.

− En las Ampliaciones a Riesgo, a sus propietarios, en proporción a su participación en

la propiedad de las instalaciones.

El cambio de titularidad de los Derechos de Congestión será libre en la medida que no lleve

a abuso de poder de mercado. La CRIE tendrá la responsabilidad de realizar el seguimiento

de la titularidad de los Derechos de Congestión y verificar que no afecten la libre

competencia en el MER. En caso de detectar abusos o distorsiones, podrá obligar a un

agente a la venta parcial o total de sus derechos.

De requerir un agente la compra de Derechos de Congestión para la realización de

contratos firmes, los titulares de derechos que no los hayan ocupado con contratos, no

podrán rehusar su venta. De no llegar las partes a un acuerdo la transferencia se realizará a

un precio regulado.

Se propondrá establecer en la Regulación Regional un procedimiento de oferta pública de

los Derechos de Congestión administrado por el EOR.

2.6 PAÍSES PARTICIPANTES DEL SIEPAC

2.6.1 Panamá

• Caracteristicas Generales La capacidad total de generación de energía eléctrica en

Panamá en el año 2001 llegó a los 1301.33 MW de los cuales el 84.88% (1104.53 MW) 67 Ibid, p.7-9

53

pertenecen al servicio público y el 15.12% (196.8 MW) a plantas de autogeneradores. De

los primeros, el 96% (1249.18 MW) corresponden a las plantas del Sistema Interconectado

Nacional (SIN) y el 4% (52.15 MW) a los sistemas aislados. La producción de energía en el

2001 fue de 5233.9 GWh68

GENERACION

46%

47%

6% 1% Hidraulica

Termica

ACP

ICE

. Ver figura 8.

Figura 8. Características de la generación en Panamá69

68 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Informe de la operación del sistema y del mercado mayorista de electricidad año 2002. Cuidad de Panamá. Abril de 2003. p.31

69 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. ( ETESA ). Panamá. http://www.etesa.com.pa

El Sistema de Transmisión Nacional de Panamá (SIN) está conformada por las líneas de

transmisión de alta tensión, subestaciones, transformadores y otros elementos eléctricos. La

longitud de las líneas de 230 kV del sistema, a finales de 2001 era de 1091.5 km. La

extensión de las líneas de 115 kV es de 306.5 km. La capacidad de transformación del

sistema de transmisión es de 1480 MVA. En la figura 9 se muestra las líneas de transmisión

de 220 kV.

54

Figura 9. Características del Sistema Interconectado de Panamá a 220 kV70

− Los grandes clientes, que optan por comprar directamente en el Mercado Mayorista

.

Los Participantes Consumidores que representan el consumo de energía eléctrica, son:

− Los distribuidores, cumpliendo la actividad de comercialización de sus clientes

− Los autogeneradores ubicados en Panamá que resultan compradores

− Las empresas que comercializan el consumo de Costa Rica, que compran en el

Mercado Mayorista de Panamá, conectándose mediante interconexiones

internacionales.

En la figura 10 se muestra el comportamiento de la demanda por sectores.

Los Participantes Productores que representan la generación de energía eléctrica son:

− Los Generadores ubicados en Panamá

70 Ibid, http://www.etesa.com.pa

55

− Los autogeneradores y cogeneradores ubicados en Panamá que venden excedentes en

el mercado Spot

− Empresas que comercializan generación Costa Rica, que venden en el Mercado

Mayorista de Panamá a través de la interconexión a 230 kV.

DEMANDA

43%

31%

15%

11%Comercial

Residencial

Gobierno

Industrial

Figura 10. Características de la demanda en Panamá71

La demanda máxima durante el año 2002 fue de 987.6 MW

72

• Evolución Se creó en 1954 el Servicio Cooperativo Interamericano de Fomento

Económico (SCIFE), dependencia del Instituto de Fomento Económico, por acuerdo de

ayuda mutua entre los gobiernos de la República de Panamá y los Estados Unidos de

América. El SCIFE tenía el propósito de investigar y evaluar el potencial hidroeléctrico del

país, con el fin de elaborar recomendaciones para el desarrollo de los recursos hidráulicos y

estudiar los problemas de electrificación de las provincias centrales, las cuales eran

servidas por tres empresas de electricidad: la Panamá Eléctrica, la Compañía Eléctrica del

Interior S.A. y Santiago Eléctrica S.A. En 1961, se crea el Instituto de Recursos

.

71 Ibid, http://www.etesa.com.pa

72 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. ( ETESA ). Informe de la operación del sistema y del mercado mayorista de electricidad año 2002. Op.Cit., p.43

56

Hidráulicos y Electrificación (IRHE), con el fin de coordinar y expandir las instalaciones

de energía eléctrica, abarcaba además los servicios de gas y telecomunicaciones. El IRHE

se encargó de la operación y mantenimiento de las plantas e instalaciones eléctricas en las

provincias centrales y otras regiones del país, entre éstas la compañía Panamá Eléctrica

S.A. y la compañía Eléctrica del Interior S.A.

En 1972 se nacionaliza la compañía panameña de Fuerza y Luz, la cual atendía el servicio

eléctrico en las ciudades de Panamá y Colón. El año siguiente se incorpora al IRHE la

compañía Santiago Eléctrica y las empresas Eléctricas de Chiriquí.

En 1974 fueron separados del IRHE los servicios de teléfonos y comunicaciones. En los

siguientes años se dio una expansión de la capacidad de generación. Cuatro años más tarde

se da la integración del Sistema Eléctrico Nacional. En 1985 se concluyen las obras de

interconexión eléctrica entre Panamá y Costa Rica. El IRHE suscribe el Acuerdo de

Intercambio de Energía Eléctrica con la República de Honduras73

• Reestructuración En 1997 se aprueba la Ley 6 del 3 de febrero por la cual se dicta el

Marco Regulatorio e Institucional para la Prestación del Servicio Público de Electricidad.

Se establece el régimen a que se sujetarán las actividades de generación, transmisión,

distribución y comercialización de energía eléctrica. Al año siguiente se constituye la

Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA).

.

Dada la privatización del antiguo IRHE, nació lo que se denomina el Mercado Mayorista

de Electricidad, el cual es el ámbito en el que los agentes productores (generadores) y

consumidores (distribuidores y grandes clientes) realizan transacciones comerciales de

compra y venta de energía y potencia.

En Panamá las funciones normativas y regulatorias fueron separadas, las primeras son

ejecutadas por comisiones independientes creadas por las leyes eléctricas y están a cargo de 73 ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Panamá. http://www.enteregulador.gob.pa/ electric/legislacion .asp

57

objetivos, políticas y estrategias para todo el sector energético, además tienen entre sus

funciones participar en la planeación indicativa del sector eléctrico. La función regulatoria

es llevada a cabo por el Ente Regulador de los Servicios Públicos (ERSP), que tiene bajo su

responsabilidad la fiscalización de los servicios de telecomunicaciones, agua potable,

alcantarillados y radio y televisión.

Existe además un Grupo de Vigilancia del Mercado Mayorista que es un organismo asesor

del Ente Regulador de los Servicios Públicos en los aspectos relacionados con la evolución

del Mercado Mayorista en Panamá. El Grupo está conformado por tres expertos consultores

de gran experiencia en los temas de regulación del sector eléctrico74

• Operador La administración del Mercado Mayorista de Electricidad, lo realiza el Centro

Nacional de Despacho (CND) basado en el contenido de las Reglas Comerciales y las

Metodologías de Detalle, reflejando así las transacciones económicas realizadas por los

agentes del mercado ocasional. Igualmente el CND administra las transacciones

económicas, realizadas por los agentes del mercado, correspondiente a compensaciones de

potencia, servicios auxiliares, generación obligatoria, peajes de transmisión, etc.

.

75

El CND, forma parte de la ETESA. Otras de las funciones principales son planificar y

operar de forma eficiente y confiable el SIN, cumpliendo con los estándares establecidos en

las Normas de Calidad de Servicio y el Reglamento de Operación. Además el CND se

encarga de planificar y realizar el despacho de generación, el cual se realiza de forma

económica mediante la aplicación de los costos variables de las unidades térmicas y el

costo de oportunidad de las unidades hidráulicas (valor del agua), las ofertas de

importación de energía y las ofertas de energía de Autogeneradores y Cogeneradores.

74 ENTE REGULADOR DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Panamá. http://www.enteregulador.gob.pa

75 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Panamá. http://www.etesa.com.pa/ info_pages/ mercado.html

http://www.enteregulador.gob.pa/electric/legislacion.asp�

58

La reglamentación del mercado mayorista instauró el Comité Operativo con representación

de los agentes y entre sus funciones está elaborar propuestas de modificación del

reglamento de operación y la resolución en primera instancia de los conflictos que surjan de

la aplicación de la operación del sistema. La estructura organizacional del CND es la mostrada

en la Figura 11.

ETESA

Gerencia General

Control

Desarrollo

MercadoEléctrico

Operaciones

Centro Nacional de Despacho

SoporteTécnico

Figura 11. Estructura Organizacional del CND en Panamá76

− Operaciones: Esta Unidad Administrativa es el encargado de la planificación y

operación del SIN, dentro de los parámetros de calidad establecidos. Realiza el

despacho económico de generación, supervisa la seguridad operativa del SIN y se

encarga de coordinar las consignaciones de los diferentes agentes del mercado.

El CND consta de tres Unidades Administrativas que son:

− Soporte Técnico: Esta Unidad Administrativa es la encargada de los programas de

mantenimiento de los equipos de computo y electrónicos del CND. Planifica nuevos

desarrollos de programas para uso del CND y es el encargado del Sistema de Control

y Adquisición de Datos (SCADA).

76 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). Op.Cit., http://www.etesa.com.pa

59

− Mercado Eléctrico: Esta Unidad Administrativa es la encargada de las transacciones

económicas entre los diferentes agentes del mercado, incluyendo el mercado de

contratos, el mercado ocasional y cualquier otro contrato que realicen los diferentes

agentes del mercado. Establece los compromisos deudor - acreedor entre los agentes,

con relación a servicios auxiliares, generación obligatoria, compensaciones de

potencia, peajes de transmisión, etc77

2.6.2 Costa Rica

.

• Características Generales La energía eléctrica producida en Costa Rica proviene

básicamente de la energía hidráulica, en virtud del gran potencial hídrico natural existente.

El sistema de generación alcanzó en el año 2000 una potencia instalada de 1706 MW y la

demanda máxima fue de 1121 MW en diciembre de 2000. Ver figura 12.

La mayor producción está a cargo del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE); los

generadores privados y algunas de las empresas distribuidoras como son: Junta

Administrativa de Servicios Eléctricos de Cartago (JASEC), Empresa de Servicios Públicos

de Heredia S.A. (ESPH), Compañía Nacional de Fuerza y Luz S.A. (CNFL) y la

Cooperativa de Electrificación Rural de San Carlos (COOPELESCA) generan, pero en muy

baja escala. La generación privada es autorizada por la Ley 7200 de 1990 que permite la

explotación del potencial hidráulico en pequeña escala y de fuentes no convencionales de

energía, siempre y cuando esa energía sea vendida al ICE.78

77 EMPRESA DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ETESA). http://www.etesa.com.pa/info_pages/ mercado.html

78 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Informe de labores 2002. San José. Costa Rica. Marzo de 2003. p.18

60

GENERACION

72%

8%

17%3%

HidraulicaGeotermicaTermicaEolica

Figura 12. Características de la generación en Costa Rica79

DEMANDA

32%

41%

11%

16% Comercial

Residencial

Gobierno

Industrial

Del total de este parque generador, el ICE aporta el 81.1% y es la empresa designada por la

legislación como el principal encargado de la generación nacional; otras empresas aportan

el 6,9% (JASEC, CNFL, ESPH, COOPELESCA) y el restante 12%, proviene de los

generadores de inversión privada. En la figura 13 se muestra el comportamiento de la

demanda por sectores.

Figura 13. Características de la demanda en Costa Rica80

79 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD ( ICE ). Costa Rica. http://www.ice.go.cr/

61

En cuanto a la transmisión hay un monopolio del ICE en dos niveles de voltaje a 230 kV

(951 km) y a 138 kV (737.5 km). En lo relativo a la distribución se alimenta a 34,5 kV y

13,8 kV, donde interactúan un total de ocho empresas eléctricas: ICE, CNFL, JASEC,

ESPH, COOPELESCA, Cooperativa de Electrificación Rural de Guanacaste

(COOPEGUANACASTE), Cooperativa de Electrificación Rural de Los Santos

(COOPESANTOS) y Cooperativa de Electrificación Rural de Alfaro Ruiz

(COOPEALFARORUIZ). El ICE esta integrado verticalmente. Las ocho empresas

distribuidoras de electricidad poseen una concesión dentro de un área geográfica específica,

excepto el ICE que según su interpretación del decreto de ley No. 449, tiene la potestad de

distribuir electricidad en todo el país81.

En la figura 14 se muestra las características del sistema interconectado de Costa

Rica a 220 kV.

80 Ibid, http://www.ice.go.cr/

81 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Informe de labores 2002. Op.Cit., p.27

62

Figura 14. Características del Sistema Interconectado de Costa Rica a 220 kV.

• Evolución En agosto de 1884, se encendieron luminarias en las principales vías públicas

de San José, ciudad capital. En esa fecha memorable se puso en operación la primera planta

hidroeléctrica del país, situada en barrio Aranjuez. De esta forma, San José se constituyó en

la tercera ciudad del mundo y la primera en Latinoamérica en ser iluminada gracias a la

energía eléctrica, después de Nueva York y París.

A partir de entonces surgieron varias empresas pequeñas y grandes dedicadas a la

producción y distribución de energía y poco después llegaron al país las transnacionales.

En ese marco se creó la CNFL en 1941, empresa generadora y distribuidora de electricidad

que hoy se mantiene vigente.

La electrificación en Costa Rica tenía una calidad del servicio deficiente y poco a poco se

constituyó un monopolio. No había controles para el suministro de este servicio, lo que

generaba costos altos que impedían que la gran mayoría de personas disfrutaran de él. La

preocupación por el monopolio de empresas extranjeras en los servicios eléctricos, lleva a

nacionalizar los servicios eléctricos del país en 1968, cuando el ICE, le compró a la Electric

Bond and Share Co. el 98,6% de las acciones y dejó el resto en manos de empresarios

costarricenses que todavía las conservan82

• Reestructuración En 1990 se presentó ante la Asamblea Legislativa un proyecto de ley

que pretendía transformar el Servicio Nacional de Electricidad en un Organismo Regulador

moderno y con mayores potestades, para asegurar la cobertura de los servicios públicos a la

mayor cantidad de ciudadanos posibles. Este proyecto fue aprobado en 1996 como la Ley

No.7593 que creó la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) y entró a

regir a partir del 6 Octubre de 1996.

.

82 AUTORIDAD REGULADORA DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS. Costa Rica. http://www.aresep.go.cr

http://www.aresep.go.cr/menu.htm�

63

Entre las nuevas obligaciones que se le asignaron a la ARESEP estuvo la regulación de las

tarifas y servicio del transporte público en las modalidades de taxis y autobuses. También

los servicios marítimos y aéreos en puertos nacionales y la carga en ferrocarril.83

ICE100%

ICE CooperativasCNFLJASEC, ESPH

CNFL HIDRO Geoter-mico

TérmicoEmpresasMunicipales Imp/ExpGen

Privada

Distribución

Transmisión

Generación ICE

Perdidas 10%

2%2%

5%4%

58%65%

07%12%

17%02%

12%16%

CapacidadGeneración

Ventas7%38%44%11%

Electrificación 96%

ICE100%

ICE CooperativasCNFLJASEC, ESPH

CNFL HIDRO Geoter-mico

TérmicoEmpresasMunicipales Imp/ExpGen

Privada

Distribución

Transmisión

Generación ICE

Perdidas 10%

2%2%

5%4%

58%65%

07%12%

17%02%

12%16%

CapacidadGeneración

Ventas7%38%44%11%

Electrificación 96%

La estructura del mercado se puede observar en la figura 15, el sistema implementado en

Costa Rica no incluye la formación de un mercado mayorista competitivo, se inclina por

permitir la generación privada y un comprador único.

Figura 15. Estructura del mercado en Costa Rica84

• Operador El Centro de Control de Energía efectúa la asignación física de la oferta de

energía eléctrica (energía suministrada por la generación ICE, la generación privada, las

cooperativas y demás empresas eléctricas, así como la importación y exportación) a la

demanda nacional y regional, definiendo las transacciones técnico - económicas óptimas de

los actores del mercado (despacho económico con criterio nacional) e incorporando las

83 Ibid, http://www.aresep.go.cr

84 Ibid, http://www.aresep.go.cr

http://www.aresep.go.cr/�

http://www.aresep.go.cr/�

64

limitaciones físicas del sistema de transmisión (optimización de los flujos de electricidad y

operación de la red nacional).85

En la figura 16 se detalla la estructura del sector eléctrico de Costa Rica.

COOPEGUANACASTE

PODER EJECUTIVO

CONSEJO DE GOBIERNO

EmpresasMunicipales

JASEC

ESPH

Cooperativas deElectrificación rural

COOPESANTOS

COOPEALFARO

CNFL GeneradoresPrivados

MINAEMinisterio Rector

ARESEPAgencia Reguladora

COOPELESCA

ICE

Figura 16. Estructura del sector eléctrico de Costa Rica86

2.6.3 Nicaragua

• Características Generales La capacidad de generación con que cuenta el sistema

eléctrico es de 633.2 MW (año 2001), de ésta el 54% es de carácter pública y el 46%

restante privada. En cuanto a la producción fue de 2286.1 GWh compuesta el 81.4%

térmico, el 8% hidráulico, el 8,3% geotérmico y el 2,3% Autoproductores. Ver figura 17.

85 INSTITUTO COSTARRICENSE DE ELECTRICIDAD ( ICE ). Op.Cit., http://www.ice.go.cr/

65

El consumo local fue de 2303.4 GWh y presentó una demanda máxima de 411.6 MW en el

año 2002.87

GENERACION

82%

2%8% 8%

Termica

Autoproductores

Hidroelectrica

Geotermica

Ver figura 18 consumo por sectores.

Figura 17. Características de la generación de Nicaragua88

DEMANDA

57%

1%8%

12%

21% 1%Residencial

Agropecuario

Comercial

Industrial

Transporte

Otros

86 Ibid, http://www.ice.go.cr/

87 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA (CNE). Balance energético nacional 2001. Informe. Managua. Abril de 2002. p.24

88 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Nicaragua. http://www.cndc.org.ni

http://www.cndc.org.ni/�



66

Figura 18. Características de la demanda en Nicaragua89

En la figura 19 se muestra las características de sistema de transmisión de Nicaragua 220 kV

Figura 19. Características de Sistema de transmisión de Nicaragua 220 kV90

• Evolución El Instituto Nicaragüense de Energía (INE) fue creado por Decreto legislativo

del 23 de Julio de 1979. Es un Ente Autónomo, con personeria jurídica, duración

indefinida, patrimonio propio y plena capacidad para adquirir derechos y contraer

obligaciones.

.

A partir de los años 90 se comienzan a concretar los pasos hacia la estructuración del

sector energía. En 1992 se reformó la Ley Orgánica del INE, lo que permitió negociar

89 Ibid, http://www.cndc.org.ni

90 Ibid, http://www.cndc.org.ni



67

contratos o concesiones con inversionistas privados, con el propósito de expandir la

infraestructura eléctrica. En el año 1993, el Gobierno de Nicaragua inició un proceso

de reformas del Sector Energía, creando a finales de 1994 la Empresa Nicaragüense

de Electricidad (ENEL).

ENEL, tiene como objetivo generar, transmitir, distribuir y comercializar la energía

eléctrica. De esta manera se separan del INE las funciones empresariales quedando

éste a cargo de las funciones de planificación, formulación de políticas, normativa y

regulación de las actividades que realizan las empresas en el sector energía.

El INE, ente regulador y fiscalizador del sector energía, tiene como objetivo principal

para el sector eléctrico, el promover la competencia, a fin de propiciar a mediano

plazo, costos menores y mejor calidad del servicio al consumidor, asegurando la

suficiencia financiera a los agentes del mercado91

• Reestructuración Se creó en 1998 la unidad de reestructuración de la ENEL, es la

encargada de llevar a cabo el proceso de reestructuración, segmentación y venta de la

actual ENEL.

.

A partir de los estudios, se recomendó segmentar la ENEL en 7 Empresas: dos

distribuidoras, Distribuidora del Norte S.A. (DISNORTE) y Distribuidora del Sur S.A.

(DISSUR); un transportador, la Empresa Nacional de Transmisión S.A. (ENTRASA) y

cuatro generadoras, (GEOENEL, HIDROENEL, NICAGEN, METROGEN).92

La segunda fase de proceso corresponde a la implementación de estos estudios y la

tercera parte al mercadeo, venta y adjudicación de las empresas resultantes a los

inversionistas privados cuya responsabilidad está a cargo del Consorcio Banco de

Inversiones.

91 INSTITUTO NICARAGÜENSE DE ENERGÍA. Nicaragua. http://www.ine.gob.ni/

http://www.ine.gob.ni/�

68

A mediados del 2002 el programa de privatizaciones se había cumplido con la excepción de

HIDROGESA.93

• Operador Con la aprobación e implementación de la Ley de la Industria Eléctrica en

1998 se crea el Mercado Eléctrico de Nicaragua (MEN), con lo que el Centro Nacional de

Despacho de Carga (CNDC) adquiere la responsabilidad de su control y administración,

manteniendo a su vez los antiguos deberes directamente relacionados con al Planificación

Operativa, Supervisión y control del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SIN). El

operador es una unidad especializada de la empresa de transmisión, la cual lleva

separación contable. Funciona un Consejo de Operación, que es un órgano técnico que

fiscaliza la operación del sistema y del mercado, donde cada grupo de agentes tiene dos

representantes.

Entre las funciones asignadas al operador, esta la de programar y realizar la operación

integrada del sistema en forma económica dando prioridad al mantenimiento de los

parámetros de calidad y confiabilidad vigentes, así como administrar el mercado en

tiempo y forma, en concordancia con los procedimientos y criterios definidos en la

Normativa de Operación aprobada por el INE. También tiene la función de planear

periódicamente la cobertura de la demanda, para optimizar los recursos.94

El operador como dependiente de ENTRASA, tiene unas funciones que se limitan a la

supervisión de las tareas fundamentales de la operación y la supervisión del mercado,

92 EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN S.A. (ENTRESA). Nicaragua. http://www.entresa.com.ni/

93 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC) de Nicaragua. Op.Cit., http://www.cne. gob.ni/

94 Ibid, http://www.cndc.org.ni/


69

en donde los reguladores desempeñan un papel más decisivo en el mercado y la

transmisión.95

Desarrollo eImplementación

de Sistemas

Gerencia GeneralENTRESA

Dpto. deOperaciones

Modelos

ProgramaciónEstacional

ProgramaciónSemanal y

Predespacho

Centro deControl

Dpto. deInformática

Mantenimiento deHardware

Dpto. PlaneaciónOperativa

Dpto.Comercial

Relación conAgentes

Administraciónde contratos

AdministraciónNormas y Controlde Calidad División CNDC

SeguridadOperativa

MercadoRegional

Sist. MedicionesComerciales

TransaccionesEconómicas

Desarrollo eImplementación

de Sistemas

Gerencia GeneralENTRESA

Dpto. deOperaciones

Modelos

ProgramaciónEstacional

ProgramaciónSemanal y

Predespacho

Centro deControl

Dpto. deInformática

Mantenimiento deHardware

Dpto. PlaneaciónOperativa

Dpto.Comercial

Relación conAgentes

Administraciónde contratos

AdministraciónNormas y Controlde Calidad División CNDC

SeguridadOperativa

MercadoRegional

Sist. MedicionesComerciales

TransaccionesEconómicas

En la figura 20 se muestra la estructura del operador del mercado eléctrico en Nicaragua.

Las reglas de operación fueron definidas en la normativa de operación. El mercado

tiene poco tiempo de operación por lo que el CNDC se encuentra en una fase de

implementación de las tareas encomendadas en la normativa.

Figura 20. Estructura del operador del mercado eléctrico en Nicaragua96

95 EMPRESA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ELÉCTRICA S.A. (ENTRESA). Op.Cit., http://www. entresa.com.ni/

96 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Op.Cit., http://www.cne. gob.ni/


70

2.6.4 Honduras

• Características Generales Respecto al sector eléctrico, la generación tiene participación

privada por medio de contratos PPA (Power Purchasing Agreement) firmados con la

Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la única empresa participante del mercado

eléctrico, con la generación hidroeléctrica, alguna generación térmica, transmisión,

distribución y comercialización.

La capacidad de generación con que cuenta actualmente el Sistema Interconectado

Nacional (SIN), es de 1028 MW. ENEE participa con el 59% y los generadores privados;

Electroconductores de Honduras S.A. (ELCOSA), Empresa Mantenimiento Concepción y

Electricidad (EMCE) y Luz y Fuerza de San Lorenzo S.A. (LUFUSSA) con el 41%

restante. La demanda máxima en punta fue de 798MW en el 2002.97

GENERACION

51%

8%

41% Hidraulica

Termica

Termica Privada

Ver figura 21.

Figura 21. Características de la generación de Honduras98

97 Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

http://www.enee.hn/quienes.htm

98 Ibid, http://www.enee.hn/quienes.htm

http://www.enee.hn/quienes.htm�

71

La red de transmisión y distribución es operada en su totalidad por ENEE. El índice de

cobertura eléctrica en septiembre de 2002 fue de 62,03%.

En la figura 22 se muestra las características del sistema interconectado de

Honduras a 220 kV.

Figura 22. Características del Sistema Interconectado de Honduras a 220 kV.99

• Evolución El 20 de febrero de 1957, el Gobierno de la República de Honduras crea la

ENEE como un organismo autónomo responsable de la producción, comercialización,

transmisión y distribución de energía eléctrica en Honduras.

Honduras ha avanzado más lentamente en sus procesos de reforma del sector eléctrico.

Aunque en 1994 se legisló una primera reforma, solo fue parcialmente implementada. Los

intentos para introducir una segunda reforma comenzaron en 1998 y se prolongaron por

tres años antes de interrumpirse a mediados del 2001.


72

La Ley Marco de 1994 propuso la separación vertical del sector a través de la privatización

de la distribución, pero esto no fue implementado. La ENEE sigue teniendo el control de

toda la generación hidroeléctrica, transmisión, distribución y planificación indicativa,

además opera el Centro Nacional de Despacho. Hay contratos a empresas privadas y de

generación para la facturación y cobranza. La mayor parte de la generación térmica está

manejada por compañías privadas con contratos de la ENEE a través de PPA, contratos de

arrendamiento y convenios de cogeneración. La ENEE también tiene un monopolio legal

sobre el comercio externo de la electricidad.100

• Reestructuración Las principales motivaciones para la reforma de 1994 fueron las

ineficiencias y las restricciones de capacidad del sistema de propiedad del estado. Esta ley

buscaba fortalecer la situación financiera de la ENEE, promover la inversión privada a

través de la privatización de la distribución y los PPA en generación y aumentar la

eficiencia del sistema.

En la reforma iniciada en 1994 el asesor para llevar a cabo la privatización, la Corporación

Internacional de Financiamiento (IFC) recomendó hacer unos ajustes a la ley para no dar

preferencia a los fondos de pensiones, además de que se debía aclarar cómo operaría el

mercado de generación en el futuro. Por este motivo, propuso que antes de seguir adelante

con la privatización de la distribución, la ley marco de 1994 debería ser sustituida por un

modelo basado en un mercado mayorista competitivo.

Se plantea una reforma en 1998, la ley introduciría un mercado competitivo mayorista de

electricidad con agentes incluyendo generadores, distribuidores, compañías de transmisión,

comerciantes y grandes consumidores. En el proceso, el gobierno y la estructura del sector

estarían radicalmente reformados, con una aguda reducción en el papel del estado en la

producción de servicio y un aumento grande en la importancia de su función reguladora.


73

La ENEE rompería la integración vertical. La distribución sería privatizada. Las unidades

generadoras de la ENEE serían separadas en distintas compañías de operación y la red de

transmisión sería asignada a una compañía separada. El desarrollo de la generación térmica

sería emprendido privadamente, concesionado por la Secretaria de Recursos Naturales

(SERNA). Esta propuesta aún esta en proceso y en debate.

Sin embargo, la capacidad reguladora en Honduras es débil. Los reguladores de los

servicios públicos no son ni independientes ni financieramente autónomos. Los recursos

humanos y otros para conducir la regulación en la electricidad y otros servicios públicos

son escasos. Esto es un argumento para creer que es probable que fracase un mercado

mayorista de energía basado en mercado spot, en el que la principal tarea reguladora sería

asegurar el mantenimiento de condiciones competitivas. Es probable que el regulador

termine teniendo que regular directamente los precios del mercado spot conduciendo a

conflictos e inseguridad. El gobierno en el sector de energía es débil, no tiene un lugar en el

ámbito ministerial, es solamente uno de los muchos aspectos manejados por la SERNA. De

hecho, la ENEE, la empresa de propiedad del estado a cargo de los activos de distribución,

transmisión y generación pública, continúa siendo el instrumento directo de política de la

rama Ejecutiva.

Hay un escepticismo público ampliamente difundido acerca de los beneficios de

privatización para los consumidores. Esto se explica en parte debido a que algunas

privatizaciones anteriores en otros sectores fueron rodeadas de sospechas de manejos

indebidos, además que no se espera que los intereses de los pobres sean tenidas en cuenta

por las compañías privadas.101

• Operador El operador del sistema es el Centro Nacional de Despacho de la ENEE. El

Centro Nacional de Despacho es el encargado de determinar la cantidad de energía a ser

generada por las plantas de generación y los intercambios de energía con El Salvador,

Nicaragua, Costa Rica y Panamá a través de las líneas de interconexión.



74

La ENEE opera el despacho económico basado en los costos marginales de corto plazo

específicos de cada planta, negociados en cada contrato PPA y sus respectivas

indexaciones. Se permite a los propietarios de los contratos PPA bajar su precio de oferta a

menos del tope negociado, para mejorar su oportunidad de ser despachados.102

Gerencia

General

SubgerenciaNor-Occidente

SubgerenciaCentro-Sur

SubgerenciaLitoral Atlántico

Dirección Ejecutivapara Calidad Total

Dirección Planeacióny Desarrollo

SubgerenciaAdministrativa y Financiera

SubgerenciaTécnica

AuditoriaInterna

JUNTA DIRECTIVA

Gerencia

General

SubgerenciaNor-Occidente

SubgerenciaCentro-Sur

SubgerenciaLitoral Atlántico

Dirección Ejecutivapara Calidad Total

Dirección Planeacióny Desarrollo

SubgerenciaAdministrativa y Financiera

SubgerenciaTécnica

AuditoriaInterna

JUNTA DIRECTIVA

En la figura

23 se observa la estructura del operador ENEE.

Figura 23. Estructura del operador ENEE en Honduras103

102 Ibid,

http://www.enee.hn/quienes.htm




75

2.6.5 El Salvador

• Características Generales Respecto al sector eléctrico, la generación tiene participación

privada. La capacidad de generación con que cuenta el sistema eléctrico es de 1136.2 MW.

La demanda en punta es de 748 MW y la producción fue de 3323.8 GWh en el 2002. Ver

figuras 24 y 25.

La Empresa Transmisora de El Salvador S.A. (ETESAL), es la responsable del

mantenimiento del sistema de transmisión nacional, incluyendo las líneas de interconexión

con Guatemala y Honduras. El sistema de transmisión está compuesto actualmente por 35

líneas de 115 kV, que tienen una longitud total de 1009.1 km y 21 subestaciones. Dos

líneas de 230 kV que interconectan el sistema de transmisión de El Salvador con el de

Guatemala y Honduras, cuya longitud en caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 km y

en el caso de Honduras es de 92.9 km. La capacidad de transformación instalada

actualmente es de 1310 MVA.

GENERACION

36%

14%

50%

Hidraulica

Geotermica

Termica

Figura 24. Características de la generación en el Salvador104

104 Unidad de Transacciones S.A. (UT). El Salvador. http://216.184.107.61/utweb/

76

DEMANDA

29%

43%

17%

11% Comercial

Residencial

Industrial

Otros

Figura 25. Características de la demanda en el Salvador105

En la figura 26 se muestra las características de sistema de transmisión del Salvador.

Figura 26. Características de Sistema de transmisión del Salvador106

105 UNIDAD DE TRANSACCIONES S.A. (UT). El Salvador. http://216.184.107.61/utweb/

77

En el Mercado Mayorista, la demanda de energía eléctrica para enero-junio de 2002 fue de

2043.1 GWh. Las transacciones en este mercado manifestaron la siguiente composición: el

Mercado de Contratos representó 80.4% y el Mercado Regulador del Sistema 19.6%.107

• Evolución El Gobierno, emitió el 3 de Octubre de 1945 el Decreto Ejecutivo para la

creación de la Comisión Ejecutiva del río Lempa (CEL). En sus primeros veinticinco años,

incorporó al patrimonio nacional las obras como: centrales hidroeléctricas, centrales

térmicas, sistemas de transmisión a 115 kV y 69 kV, sistema de subtransmisión y sistemas

de distribución rural. En el periodo de 1971 a 1978 las gestiones estuvieron encaminadas a

la instalación de una central generadora de reserva, a realizar trabajos de expansión del

sistema transmisor de energía a alto voltaje, a la expansión de líneas de electrificación rural

y al estudio para aprovechar la energía geotérmica (Ausoles de Ahuachapán).

Hubo un periodo difícil para la vida del país, que derivó en un conflicto armado a

consecuencia del cual los bienes de CEL empezaron a sufrir daños, principalmente las

líneas de transmisión. A pesar de esa situación continuaron estudios y trabajos relativos a

los proyectos e investigaciones geotérmicas en varios lugares del país. Se suscribieron

contratos para interconexión eléctrica entre El Salvador y Guatemala.

Desde su creación, CEL ha sido una entidad estatal de generación de energía eléctrica,

durante más de 50 años fue la única empresa encargada de todas las actividades del sector

eléctrico.108

La Ley General de Electricidad vigente a partir de 1996, dispuso la reestructuración del

sector eléctrico. Esta ley ordenó a CEL la separación de sus actividades principales, para

106 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

107 SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES (SIGET). Boletín de estadísticas eléctricas 2002. Informe. El Salvador. Mayo de 2003. p.19

108 COMISIÓN EJECUTIVA DEL RÍO LEMPA (CEL). El Salvador. http://www.cel.gob.sv

78

organizar empresas independientes y fomentar así, la mayor competencia posible en el

sector. De acuerdo con la Ley General de Electricidad, CEL se ha transformado en una

empresa de generación que compite en el mercado junto con otros generadores de energía.

En 1998 se reprivatizó la distribución de electricidad, se separaron las principales

actividades de CEL formándose las empresas de generación independiente Geotérmica

Salvadoreña (GESAL) y transmisión ETESAL en 1999, además se creó el operador del

mercado, la Unidad de Transacciones que opera el Mercado de Contratos y el Mercado

Regulador del Sistema. En 1999, Duke Energy compró las instalaciones de generación térmica.

La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET) es la entidad

reguladora encargada de vigilar el cumplimiento de la Ley y de aprobar las tarifas eléctricas.109

La Unidad de Transacciones (UT), inició operaciones independientemente de CEL, el 1 de

enero de 1999 y tiene por objeto la operación del sistema de transmisión de energía eléctrica, el

mantenimiento de la seguridad del sistema y el aseguramiento de la calidad mínima de los

servicios y suministros, así como la administración y operación del mercado mayorista de

energía eléctrica.

Luego de un proceso de subasta pública no judicial, fue concluida con éxito, la venta de las

acciones de cada distribuidor a los socios mayoritarios. En el evento, tres grupos empresariales

extranjeros se adjudicaron las empresas. Posteriormente, se procedió a colocar los bloques de

acciones restantes en la Bolsa de Valores de El Salvador.

110

• Reestructuración El Mercado Mayorista de Electricidad (MME) de El Salvador tiene

como objetivo principal el posibilitar un ambiente eficiente y competitivo para el desarrollo

de las transacciones de energía a través del sistema de transmisión nacional.

109 SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES. El Salvador. http://www.siget.gob.sv

110 UNIDAD DE TRANSACCIONES S.A. (UT). Op.Cit., http://216.184.107.61/utweb/

79

El MME permite que participen directamente en las transacciones de energía a todos los

agentes o Participantes del Mercado (PM) que tengan una conexión directa con el sistema

de transmisión. Estos PM pueden ser generadores, distribuidores o usuarios finales.

También existe la disponibilidad para que otros agentes que no tienen conexión con la red

de transmisión puedan participar indirectamente en el mercado, bajo la figura de

comercializadores, de acuerdo con la normativa especial que al respecto desarrolla el ente

regulador, SIGET.

El MME tiene actualmente dos instancias para los intercambios de energía: el Mercado de

Contratos (MC) y el Mercado Regulador del Sistema (MRS). La declaración de

transacciones se hace con un día de anticipación y para las 24 horas del día siguiente. El

intervalo del mercado es de una hora.111

El MRS funciona con base en ofertas de incremento o decremento de las cantidades de

energía incluidas en el Despacho Programado. Las ofertas se presentan con base en precios

por unidad de energía. Los generadores que tienen excedentes de energía no comprometida

en contratos pueden presentar ofertas incrementales de la potencia disponible; los

compradores de energía que tienen demanda no cubierta en contratos pueden presentar

ofertas decrementales para adquirirla en el MRS. Asimismo, los generadores pueden

presentar ofertas decrementales para reducir su producción si existen fuentes más baratas

disponibles en el MRS; al mismo tiempo, compradores de energía en contratos pueden

El MC se basa en transacciones declaradas entre dos PM, negociadas libremente entre ellos

y en las cuales únicamente indican a la UT las cantidades de energía que intercambiarán en

cada hora y los nodos de inyección y retiro de energía. Estas transacciones son despachadas

de acuerdo a lo declarado, a menos que la UT determine que afectan las condiciones de

calidad y seguridad establecidas. Del conjunto de las transacciones aceptadas del MC se

prepara el Despacho Programado, con intercambios firmes de energía.

111 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

80

revender energía si los precios en el MRS son atractivos para hacerlo. El punto de

equilibrio entre la suma de la oferta y la suma de la demanda en el MRS fija el precio del

dicho mercado en cada hora, según el resultado de la operación real. El precio no es

afectado por requerimientos adicionales de cumplimiento de la calidad y seguridad del

sistema.

Existen mercados secundarios para la provisión de servicios auxiliares tales como reserva

rodante primaria, control automático de generación, potencia reactiva y arranque en cero

voltaje. El objeto de ellos es proveer un medio comercial y competitivo para que los PM

cumplan con los requerimientos obligatorios de calidad y seguridad establecidos. La UT

administra además las transacciones internacionales, las cuales actualmente solamente se

producen con Guatemala y Honduras. Las transacciones se coordinan con el homólogo de

la UT, el Administrador del Mercado Mayorista de Guatemala y a la fecha de hoy,

únicamente se realizan transacciones bajo contrato.112

112 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

En la figura 27 se observa la estructura del mercado eléctrico en el Salvador.

81

Figura 27. Estructura del mercado eléctrico en el Salvador113

• Operador La UT es el ente que administra el Mercado Mayorista de Electricidad

(MME), asegurando la calidad y seguridad de la operación del sistema de transmisión. La

UT cumple con las funciones de Operador del Mercado y de Operador Independiente del

Sistema.

La UT es una entidad privada cuyos accionistas son exclusivamente los operadores y

usuarios finales que participan directamente en el Mercado Mayorista. Los accionistas

están agrupados en: Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Finales. Para la

toma de decisiones en las Juntas de Accionistas, independientemente de la cantidad de

acciones, cada serie tiene derecho a 2 votos, excepto la serie de Transmisores que tienen

derecho a un solo voto.114

113 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

114 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

82

Gerencia

General

UnidadAdministrativa

Unidad Sistemasde Soporte

DivisiónControl Energía

División deMercado

JUNTA DIRECTIVA

Gerencia

General

UnidadAdministrativa

Unidad Sistemasde Soporte

DivisiónControl Energía

División deMercado

JUNTA DIRECTIVA

Figura 28. Estructura del operador UT en el Salvador115

La división de Mercado, tiene a su cargo las tareas relacionadas con la operación del Mercado

Mayorista, incluyendo el procesamiento de las declaraciones de transacciones y ofertas, la

elaboración del predespacho, la conciliación mensual de los intercambios en el Mercado y el

procedimiento de cobro y pago de las transacciones económicas, así como también el análisis

económico del desempeño del Mercado.

La UT es administrada por su Junta Directiva, la cual está integrada por directores nombrados

por las series de accionistas, dos por los generadores, uno por la Transmisión, dos por los

Distribuidores y dos por los Usuarios Finales. Cada director tiene su respectivo suplente, el

cual acude a las sesiones con voz pero sin voto. Adicionalmente, está sujeta a la vigilancia del

ente regulador del sector eléctrico, la SIGET.

Administrativamente, la UT está organizada bajo la Junta directiva por una Gerencia General

que dirige a dos áreas principales de acuerdo a la Figura 28.

116

115 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

116 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

83

La división de Control de Energía, desempeña la función de realizar la coordinación de la

operación en todo momento del sistema de transmisión y de generación del país y las

interconexión eléctricas con Guatemala y Honduras, utilizando los recursos disponibles

para cumplir el despacho de energía y potencia, así como coordina la provisión de los

servicios auxiliares o complementarios que garanticen la calidad y seguridad del sistema

eléctrico de potencia. También tienen a su cargo el desarrollo de los estudios para análisis

de las contingencias y la verificación de las reservas de energía y potencia a corto y

mediano plazo.

Existen dos unidades de apoyo que permiten el adecuado funcionamiento de la UT:117

• Unidad de Sistemas de Soporte, que brinda los servicios técnicos indispensables para

el funcionamiento de la UT, especialmente en el área de control en tiempo real del

sistema de potencia. Sus responsabilidades incluyen los recursos informáticos, el

Sistema de Administración de Energía en tiempo real, el Sistema de Medición

Comercial y los equipos de suministro de energía eléctrica y comunicaciones

para las instalaciones de la UT.

• Unidad Administrativa, que proporciona los servicios contables, financieros,

recursos humanos, compras, inventarios, etc., para el desempeño ágil de la

empresa.

2.6.6 Guatemala

• Características Generales La capacidad de generación instalada en el año 2002 fue de

1758.2 MW, con una generación neta de 5772 GWh, de los cuales el 64% corresponde a

117 Ibid, http://216.184.107.61/utweb/

84

generación privada y el 36% a pública. En el mercado mayorista la energía vendida fue del

87% en contratos y 13% en el mercado.118

GENERACION

39%

3%2%25%

31%

Hidraulica

Geotermico

Gas

Vapor

Motoresreciprocantes

Ver figura 29.

Figura 29. Características de la generación en Guatemala119

118 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA. Informe estadístico mercado mayorista de electricidad de Guatemala 2002. Informe. Guatemala. Junio de 2003. p.23

En cuanto al consumo local en el año 2001, fue de 5.456 GWh y la demanda pico fue de

1074,6 MW. Ver figura 30.

119 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA (AMM) . Guatemala. http://www.amm.org.gt/

http://www.amm.org.gt/�

85

DEMANDA

22%

37%16%

17%

8% Comercial

Residencial

No regulados

Industrial

Otros

Figura 30. Características del consumo en Guatemala120

En la figura 31 se muestra las características del sistema interconectado de

Guatemala a 220 kV.

Figura 31. Características del Sistema Interconectado de Guatemala a 220 kV.121

120 Ibid,

http://www.amm.org.gt/


86

En el sector eléctrico, la generación, transmisión, distribución y comercialización

participan en un mercado centralizado, administrado por el Administrador del Mercado

Mayorista (AMM). Los agentes del mercado mayorista, están definidos en el artículo 5 del

Reglamento del AMM, y son: Generadores, Transportistas, Distribuidores y

Comercializadores. Además de los agentes, se define también a los Grandes Usuarios y se

deben cumplir los siguientes requisitos:122

PARTICIPANTES

Tabla 2. Requisitos para participar en el mercado en Guatemala

REQUISITO

Generación Generador mayor o igual a 10 MW

Distribuidores Mínimo número de usuarios 20000

Comercializadores Comprar o vender bloques de energía asociada a una

potencia firme de al menos 10 MW

Grandes Usuarios Demanda mínima o igual a 100 kW

El número de participantes en el Mercado Mayorista actualmente para cada actividad son:

en generación 22, transporte 1, distribución 16, empresas municipales 13,

comercializadores 5 y grandes usuarios 17.

• Evolución del sector eléctrico Entre 1870 - 1930, se construyeron las primeras plantas

generadoras y empresas de distribución totalmente privadas, en su mayoría operando bajo

concesiones para vender energía en áreas específicas. En 1945 se creo el Departamento de

Electrificación en la Dirección General de Obras Públicas del Ministerio de Fomento, que

construyó varias hidroeléctricas públicas. En 1959 se creo el Instituto Nacional de

Electrificación (INDE), a la cual se le trasladan plantas públicas y se le otorgo el 121 Ibid, http://www.amm.org.gt/

122 Ibid, http://www.amm.org.gt/



87

monopolio del sector eléctrico. El INDE adquiere algunas plantas municipales y privadas

para integrarlas al sistema.

En los años 60 con la Empresa Eléctrica de Guatemala S.A. (EGAS), se creo el sistema

interconectado INDE – EGAS y se inicio la especialización en generación - distribución.

EEGSA deja de invertir en generación por acercarse el fin de la concesión, previsto para

1972. En los años 70, con la crisis petrolera mundial se inicio el deterioro de la posición

financiera de la EEGSA. El INDE regulo y participo compitiendo en el mercado, ejerciendo

monopolio de generación y distribución.

En la década de los 80, el Estado tuvo la generación, transmisión y distribución en manos

del INDE-EEGSA, además de tarifas subsidiadas. Al final del período 1980 - 1990,

disminuyeron las inversiones, no hay financiamientos, la mayoría de la deuda externa la

paga el Gobierno. Hay crisis de credibilidad técnica por fallas del sistema y en la parte

administrativa por problemas de corrupción. Se presentaron apagones.123

Entre 1993 - 1997 se mantuvo la política de crecimiento privado de la oferta de energía, se

adelanto la preparación del marco regulatorio en el sector y se confirmaron los ajustes en la

tarifa. El nuevo marco legal, con la entrada en vigencia de la Ley General de Electricidad

(1996), se desregulo y desmonopolizo el sector, además se creo la Comisión Nacional de

Energía Eléctrica y se consolido la apertura a generación, distribución y comercialización,

lográndose el incremento de la participación privada.

124

En el periodo 1997 - 2001, se convirtió en política de Estado el ampliar la participación

privada en el sector energía y no realizar inversiones públicas, salvo por vía de la

financiación de subsidios para la inversión en electrificación rural. Se abrió la participación

privada a la comercialización y distribución. Se creo y entro en operación las nuevas

123 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (CNEE). Guatemala. http://www.cnee.gob.gt

124 INSTITUTO NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN (INDE). Guatemala. http://www.inde.gob.gt/inde.htm

88

instituciones sectoriales: el INDE se transformo en la Comisión Nacional de Energía

Eléctrica (CNEE) como ente regulador en mayo de 1997 y el Administrador del Mercado

Mayorista (AMM) en el año 1998. La CNEE tiene como ámbito exclusivo la industria

eléctrica, fue creada como un organismo técnico del Ministerio de Energía y Minas con

independencia funcional, pero no queda garantizada la libertad de gestión. A partir de mayo

1998, se inicio la aplicación de tarifas de energía eléctrica con estructura técnica, para los

usuarios regulados de las empresas distribuidoras.125

• Reestructuración del sector eléctrico La razón de esta reestructuración estuvo dada

debido a que la oferta de energía no satisface la mayor parte de la población (67% en 1999)

y que no hay una respuesta adecuada a los índices de crecimiento que se están dando en la

demanda (4% anual), además se cuento con distorsiones en la tarifa. Se liberalizo el sector

con el ánimo de aumentar la oferta de producción, transmisión y distribución de energía.

Dado que el Estado no contaba con recursos suficientes para afrontar el crecimiento y la

cobertura del sector eléctrico, se hizo necesaria la participación de inversionistas que

apoyen la creación de las empresas eléctricas.

126

La Ley General de Electricidad

127

El mercado empezó a mostrar resultados de eficiencia económica, el sector público salió

del negocio de la distribución de energía eléctrica y juega un papel subsidiario, las

inversiones han crecido hasta el punto de representar más del 50% del mercado de

(1996), estableció la separación jurídica de las

actividades de generación, transmisión y distribución. Sin embargo permitió a los

generadores ser dueños de líneas para conectarse al sistema interconectado y a los

distribuidores ser propietarios de generadores de hasta 5 MW.

125 Ibid, http://www.inde.gob.gt/inde.htm

126 Ibid, http://www.inde.gob.gt/inde.htm

127 GOBIERNO DE GUATEMALA. Ley General de Electricidad. Guatemala. http://www.cnee.gob.gt/ pdf/marco-legal/leyfinal.pdf

89

generación y más del 90% del mercado de distribución. Se creo la Tarifa Social el 2 de

enero de 2001, con la finalidad de favorecer al usuario regulado cuyo consumo no supere

los 300 kWh, considerando que este segmento es el más afectado por el incremento de

costos en la producción de energía eléctrica. El futuro se plantea como la consolidación y

desarrollo del mercado eléctrico.128

• Operador En 1996, por la Ley General de Electricidad se creo el Administrador del

Mercado Mayorista (AMM), como una entidad privada, sin fines de lucro, que comenzó las

operaciones en 1998. Su dirección está a cargo de una junta directiva integrada por dos

representantes de cada una de las cinco agrupaciones participantes del mercado

mayorista.

129

En la Figura 32. se aprecia el organigrama del operador.

MINISTERIO DE ENERGÍAY MINAS

Administrador del Mercado Mayorista

GeneradoresTransportadores

Grandes UsuariosDistribuidores

Comercializadores

COMISION NACIONALDE ENERGÍAELÉCTRICA

MINISTERIO DE ENERGÍAY MINAS

Administrador del Mercado Mayorista

GeneradoresTransportadores

Grandes UsuariosDistribuidores

Comercializadores

COMISION NACIONALDE ENERGÍAELÉCTRICA

128 COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA (CNEE). Op.Cit., http://www.cnee.gob.gt

129 ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA (AMM) . Op.Cit., http://www.amm.org.gt/


90

Figura 32. Estructura del sector eléctrico de Guatemala130

− La coordinación de la operación de centrales generadoras, interconexiones

internacionales y líneas de transporte al mínimo costo para el conjunto de

operaciones del mercado mayorista, en un marco de libre contratación de energía

eléctrica entre agentes del mercado mayorista.

Las funciones principales del AMM son:

− Establecer precios de mercado de corto plazo para las transferencias de potencia y

energía entre generadores, comercializadores, distribuidores, importadores y

exportadores; específicamente cuando no correspondan a contratos libremente

pactados.

− Garantizar la seguridad y el abastecimiento de energía eléctrica en el país.

Además de las funciones anteriores, el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) debe

realizar las actividades de programación de la operación, supervisión de la operación en

tiempo real y administración de las transacciones.131



3. SISTEMA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA PARA LOS PAÍSES DE LA

COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES

3.1 ANTECEDENTES

La existencia de líneas de enlace entre los sistemas eléctricos de varios países de la región

andina y de proyectos para la construcción de enlaces futuros ha puesto en evidencia la

necesidad de facilitar su uso e incentivar la realización de transacciones internacionales,

proceso que debe conducir al desarrollo de sistemas regionales interconectados y al

funcionamiento de un mercado integrado de energía. Actualmente, algunos países como

Colombia, Ecuador y Perú han expedido sus reglamentos para las importaciones y

exportaciones de energía eléctrica, mientras que otros como Venezuela están en el proceso

de definición de sus propios reglamentos. Sin embargo, estos procesos se han desarrollado

de manera independiente, atendiendo primordialmente las necesidades de los mercados

internos de cada país.

Por esta razón y por iniciativa de los Ministros de Energía y Minas de Colombia, Ecuador y

Perú, el 24 de agosto de 2001 se reunieron en Quito representantes de los organismos

reguladores de dichos países para analizar la normatividad existente en cada uno de ellos,

en relación con las interconexiones internacionales y la operación de los mercados

eléctricos. Posteriormente, el 10 de septiembre de 2001 en Lima, y con la presencia de un

representante de Venezuela, se realizó una nueva reunión para analizar las propuestas de

cada país sobre los temas identificados en la reunión de Quito. En esta reunión se decidió

preparar un documento de acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas

96

Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica, para ser presentado a

consideración de los Ministros de los respectivos países.132

El 21 de Septiembre de 2001

133 en Cartagena de Indias, Colombia, los representantes de los

organismos reguladores de Colombia, Ecuador y Perú, y de Venezuela como observador,

completaron el documento del acuerdo, y que fue suscrito por los Ministros de Energía y

Minas de Colombia, Ecuador y Perú. En éste está prevista la presentación de una propuesta

conjunta de armonización de marcos normativos, la cual se dio el 19 de Diciembre de 2002,

que estableció unos principios generales para la integración regional, dicho acuerdo

(Decisión CAN 536134) fue adoptado por Colombia, Ecuador y Perú de manera preliminar

y con el fin de iniciar los estudios tendientes a la integración, el primer paso para dicha

integración fue dado por Colombia y Ecuador, Colombia para tal fin emitió la resolución

CREG 004 de 2003135 TIE (Transacciones Internacionales de Energía) y Ecuador emitió la

resolución CONELEC 002 de 2003136

132 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Informe. Quito-Bogota-Lima. Noviembre de 2001. p.21

133 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo de Cartagena de Indias. Cartagena. Colombia. http://www.comunidadandina.org/documentos/docIA/IA25-9-01.htm

134 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Decisión CAN 536. Cartagena. Colombia http://www. comunidadandina.org/ normativa/dec/D536.htm

135 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Colombia. http://www.creg.gov.co

136 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad. Resolución CONELEC 002 de 2003. Ecuador. http://www.conelec.gov.ec

(Desarrollo de las Transacciones Internacionales de

Electricidad).

97

3.2 ACUERDO INTERMINISTERIAL DE CARTAGENA E

INTERCONEXIONES REGIONALES 137

El acuerdo aboga por la definición de reglas para la comercialización y operación de las

interconexiones internacionales, la operación coordinada de los sistemas nacionales y para

la realización de transacciones de energía eléctrica entre los países, bajo principios de libre

competencia, acceso no discriminatorio a las redes de transporte y reciprocidad en el

tratamiento. Las partes se comprometieron a promover el marco normativo aplicable a los

intercambios de energía eléctrica con base en los siguientes criterios:

• Condiciones competitivas del mercado de energía eléctrica, que reflejen costos

económicos eficientes y que eviten prácticas discriminatorias y abusos de posición

dominante.

• Libre contratación entre los agentes del mercado de energía eléctrica de los países,

respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos

regulatorios vigentes en cada país, sin establecer restricciones al cumplimiento de los

mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos internos.

• Permitir los intercambios de oportunidad entre mercados spot de los países.

• Consideración de las ofertas y demandas internacionales declaradas para la

programación y despacho de recursos de cada país.

• Promoción de la participación de la inversión privada en la infraestructura de transporte

para las interconexiones internacionales.

137 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo para la Interconexión Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía Eléctrica. Cartagena. Colombia. Septiembre 22 de 2001. http://www.comunidadandina.org /documentos/docIA/IA25-9-01.htm

98

En la actualidad existen interconexiones entre los sistemas eléctricos de Colombia y

Venezuela a través de las líneas Cuatricentenario - Cuestecitas (150 MW) a 230 kV, El

Corozo - San Mateo (85 MW) a 230 kV y Tibú - La Fría (36 MW) a 115 kV, Colombia y

Ecuador a través de la línea Ipiales - Tulcán (35 MW) a 138 kV, Pasto - Quito (250 MW) a

230 kV y en fase de ejecución la interconexión Ecuador - Perú a 220 kV (125/250 MW).

En la figura 33 se muestra el sistema de interconexión de los países de la Comunidad

Andina de Naciones.

20052005230 kV-1C100 MW

250 kV HVDC300 MW

20072007

230 kV-2C235 MW

19921992

230 kV-2CBack to Back

200 MW

20102010

20032003230 kV-2C250 MW

20052005230 kV-1C100 MW

20052005230 kV-1C100 MW

250 kV HVDC300 MW

20072007250 kV HVDC

300 MW

20072007

230 kV-2C235 MW

19921992230 kV-2C235 MW

19921992

230 kV-2CBack to Back

200 MW

20102010230 kV-2C

Back to Back200 MW

20102010

20032003230 kV-2C250 MW

20032003230 kV-2C250 MW

Figura 33. Sistema de interconexión de los países de la Comunidad Andina de Naciones

(CAN)138

138 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Colombia. http://www.isa.com.co

99

3.3 BENEFICIOS DE LA INTERCONEXIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

Entre los beneficios que pueden obtenerse de la interconexión de los sistemas eléctricos de

los países de la región se encuentran los siguientes:139

• Economías de escala al concebir los proyectos de generación y transmisión con

miras a un mercado regional y no sólo nacional.

• Economías de gestión, al considerar el conjunto regional de recursos y,

consecuentemente, reducir los requerimientos de potencia de reserva y hacer una

operación conjunta que resulta más eficiente, al tomar en cuenta la

complementariedad hidrológica y estacional de los recursos hidroeléctricos y la

complementariedad horaria de las demandas.

• Mayor eficiencia en las inversiones para la expansión de los sistemas de transmisión

nacionales, al tomar en cuenta la complementariedad con los sistemas de los países

vecinos.

• Mayores posibilidades de competencia, al aumentar el número de agentes que

pueden intervenir en los mercados, con sus consecuentes efectos reductores sobre

los precios y, en especial, mayor número de opciones de suministro para los grandes

consumidores, al aumentar el número de agentes comercializadores en el mercado.

• Mejor calidad del servicio, al disminuir en cantidad y magnitud las interrupciones

del suministro, al existir una mayor diversidad de unidades de producción y una red

de transmisión más amplia; y al haber un sistema eléctrico más estable y confiable.

• Mayores posibilidades de realizar proyectos de expansión de menor impacto

ambiental, al diversificarse las opciones de uso y ubicación de las centrales de

generación.

139 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Integración eléctrica suramericana. Bogotá. Colombia. Julio de 2000. p.93

100

3.4 ANALISIS REGULATORIO DE LOS PAISES QUE COMPONEN LA

COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES

El análisis general de los marcos regulatorios de cada país, permitió identificar trece temas

que abarcaban los aspectos normativos que podrían incidir en la posibilidad de realizar la

interconexión de los sistemas eléctricos y los intercambios internacionales de energía

eléctrica.140

3.4.1 Discriminación de Precios de Generación

− En Venezuela, si bien el Art. 8° de la Ley del Servicio Eléctrico141

A su vez, en el caso de Perú, si bien en la actualidad no se dispone de un Reglamento de

Importaciones y Exportaciones, los análisis dirigidos a su elaboración prevén un conjunto

de principios sobre los cuales se deberá basar el marco normativo para el tratamiento de los

intercambios internacionales; como parte de estos principios se ha considerado que el

(LSE) considera que

los intercambios internacionales no deben incrementar el precio de la energía en el mercado

nacional, el Parágrafo Único de ese mismo artículo, pareciera establecer que los

intercambios deben corresponder a la optimización global de recursos y con la

planificación operativa de los sistemas eléctricos nacionales, lo cual significaría considerar

la demanda internacional de exportación en la determinación del precio de mercado

nacional, lo que sería contrario a lo señalado en la primera parte del Art. 8°. Al respecto, en

la propuesta del Reglamento de Administración del Mercado Mayorista, en Venezuela, se

está previendo no realizar el tratamiento discriminatorio en la determinación de los precios

para abastecer el mercado nacional e internacional.

140 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Propuesta de armonización de marcos normativos. Op.Cit., p.23

141 Gobierno de Venezuela. Ley del Servicio Eléctrico. Decreto Nº 319 de 17 de septiembre de 1999. http://www.mem.gov.ve

http://www.mem.gov.ve/MarcoLegal/LeyOrgServElectrico.htm�



101

precio de la energía eléctrica debería ser único tanto para abastecer el mercado nacional

como el internacional.

A la luz de lo señalado, existen diferencias entre los marcos regulatorios de los países, en

relación con la consideración de la demanda internacional para la determinación del precio

de la generación de electricidad; de ahí que se requiera su armonización, a fin de facilitar

los intercambios en igualdad de condiciones y tender a disponer de un único mercado

regional en el largo plazo, de manera que se haga un uso eficiente de los recursos

regionales.

− El análisis: La discriminación de precios, es decir, el cobrar precios distintos a clientes

diferentes por el mismo bien y, en especial, el establecer un precio para el mercado local

inferior al precio para el mercado de exportación, constituye una barrera a la entrada de

nuevas inversiones para el abastecimiento del mercado nacional.

En el sector eléctrico, cuando el uso de los recursos de generación está sujeto a un

despacho económico centralizado, la discriminación de precios podría dar como resultado

que las nuevas inversiones tengan el incentivo para instalarse en los países vecinos. Si el

país que importa no dispone de las condiciones que faciliten la instalación de las nuevas

inversiones, se estaría impidiendo, o por lo menos restringiendo, el ingreso de las ofertas

más eficientes para abastecer el mercado futuro.

Por otro lado, la discriminación de precios, establecida con el fin de favorecer a los

consumidores del mercado nacional, estaría dando un estímulo a comportamientos

estratégicos de parte de los generadores, para ser remunerados con el precio internacional

para abastecer la demanda nacional, lo que tendría como efecto incrementar los precios

locales, anulando a la larga el objetivo buscado con el mecanismo de discriminación de

precios.

El establecimiento de precios diferenciados en los mercados de la región, conduciría a que

los beneficios de la integración de los mercados eléctricos entre los países de la región, se

102

reduzcan significativamente, poniendo en riesgo la factibilidad de la integración

regional.142

3.4.2 Tipos de Transacciones de Intercambio Internacional

− En Perú y Venezuela se han previsto además transacciones de oportunidad, que

involucran operaciones entre los mercados spot de diferentes países (transacciones spot

internacionales). No obstante, aún no se dispone en estos dos países de la normativa que

detalle esta transacción.

Se ha identificado también que en Perú y Venezuela, se exigen autorizaciones para la

importación y exportación de electricidad. Estas autorizaciones pueden constituir barreras

para los intercambios, al aumentar los costos y tiempos de transacción involucrados y al

abrir espacios para que puedan depender de decisiones discrecionales de los entes

competentes para otorgarlas en cada país.

En resumen, existen diferencias entre los marcos regulatorios de los países suscriptores del

Acuerdo, en cuanto la posibilidad de realizar transacciones spot internacionales, lo que

podrían impedir su realización.143

− El análisis: La realización de transacciones spot internacionales conduciría al

aprovechamiento eficiente de los recursos de generación de la región, al considerar las

complementariedades hidrológicas, estacionales y de las demandas entre los países,

tampoco se puede dejar de lado el mercado de contratos el cual es una parte muy

importante de las transacciones de energía. Dado el dinamismo con que se manifiestan tales


143 Ibid, p.26

103

posibilidades de complementariedad, no siempre previsibles en los contratos a término, las

transacciones spot internacionales constituyen un mecanismo para sacar provecho de

aquéllas. La posibilidad de realización de esas transacciones conduciría a que el uso físico

de los enlaces internacionales estuviese determinado por ellas, puesto que sería el

resultado del despacho económico coordinado.144

La realización de transacciones spot internacionales exige un despacho integrado de

recursos, lo que hace posible flujos de energía en ambos sentidos, de acuerdo con las

diferencias de precios spot de los países.

La reglamentación uniforme de las transacciones spot internacionales entre países exige

conciliar las diferencias existentes entre los países, en las reglas de despacho económico, de

formación de precios y de asignación de la capacidad de transporte de las interconexiones

internacionales.

Por otro lado, para que un agente pueda realizar operaciones de exportación e importación

de energía debe cumplir una serie de requisitos, principalmente en lo que tiene que ver con

el suministro de información, la constitución de garantías y las responsabilidades ante el

mercado, también es cierto que debería bastar el cumplimiento de estos requisitos para que

un agente esté habilitado para la realización de transacciones internacionales. El supeditar

una transacción internacional a la aprobación final de una agencia estatal puede introducir

elementos políticos o de discrecionalidad más allá de los requisitos anteriormente

mencionados. La existencia de instancias de autorización final constituye una barrera al

comercio internacional.

Se sugiere adoptar a un despacho integrado de todos los recursos y de liquidación uniforme

de las transacciones comerciales, pero esto sólo es viable una vez que se produzca la

integración de los mercados. La regulación en Perú y Venezuela prevé la posibilidad de

realizar transacciones spot con países vecinos, pero en ninguno de esos países se ha

144 Ibid, p.26

104

desarrollado la reglamentación para su realización. La regulación en los países suscriptores

del Acuerdo debe orientarse, por lo tanto, a permitir y facilitar transacciones de ambos tipos

(a término y spot) entre los diferentes países, para que se puedan obtener los beneficios

esperados del intercambio internacional de electricidad.

Se propone adoptar las reglas uniformes que permitan la implementación de las

transacciones spot internacionales, mediante la coordinación de los despachos entre los

diferentes operadores y el manejo de la asignación de la capacidad de las interconexiones

para este tipo de transacciones. 145

3.4.3 Remuneración de Potencia en las Transacciones Internacionales

− En Venezuela, la propuesta de reglamentación de la Administración del Mercado

Mayorista de Electricidad no considera a la importación para la remuneración del cargo por

capacidad.

En Perú no se ha reglamentado el tema. Este aspecto, tampoco está previsto de manera

específica en la propuesta de reglamentación Venezolana, aunque sí se establece que la

demanda debe pagar el cargo por capacidad.

La verificación de la disponibilidad de la importación, que fundamentaría el pago

correspondiente, se realiza de manera similar en Colombia y Venezuela; esto es, se

solicitan pruebas a los agentes importadores. En Ecuador, según la reglamentación

vigente146

145 CORPORACIÓN ANDINA DE FOMENTO (CAF). Energía sin fronteras: Integración eléctrica suramericana. Op.Cit., p.108

146 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Reglamento para importación y exportación de energía. Artículo 11. Regulación CONELEC 001 de 2000. Numeral 6. Cálculo de la Potencia Remunerable puesta a Disposición. Ecuador. 2000

, la verificación de la disponibilidad sería realizada mensualmente por el operador

del sistema en coordinación con el operador del país exportador. En Perú no está previsto

aún el mecanismo para el caso de las importaciones; sin embargo, en el mercado nacional

105

se utiliza un mecanismo de verificación de la disponibilidad similar al de Colombia y

Venezuela.147

− El análisis: El costo de la electricidad tiene una componente adicional al costo

puramente marginal de la energía. El cargo de capacidad representa esta componente y

toma en cuenta, entre otros, el pago de la reserva del sistema para darle fiabilidad o

seguridad, ya que la energía eléctrica no se puede almacenar a costos razonables. Así

mismo, el cargo por capacidad otorga un reconocimiento económico a los generadores por

tener disponibles sus máquinas cuando el sistema las requiera, especialmente para las

condiciones energéticas más críticas.

La importación bajo contratos a término, al ser modelada como un generador virtual en el

nodo frontera, es considerada para la remuneración del cargo por capacidad en Perú; no así

en Venezuela, donde la propuesta de reglamentación no prevé remuneración de capacidad

para la importación.

Existen diferencias entre las regulaciones de los países suscriptores del Acuerdo, en cuanto

al método de asignación del cargo por capacidad y al precio de remuneración de potencia;

esto sin embargo no es una barrera para que se produzcan las transacciones internacionales.

En tratamiento uniforme de este aspecto en la región conduciría a lograr el objetivo de

disponer de un mercado regional integrado.148

Al considerar los contratos a término como instrumentos financieros que no afectan el

despacho económico y en consecuencia no determinan el flujo físico por los enlaces

internacionales, éstos no deben ser considerados para la asignación y pago del cargo por

capacidad. Por otro lado, los flujos físicos por los enlaces internacionales, al ser producto


148 Ibid, p.27

106

del despacho económico, sí deben ser considerados en los mecanismos de remuneración del

cargo por capacidad.

Para los enlaces internaciones, la asignación y pago del cargo por capacidad debe hacerse

de acuerdo con los flujos físicos.

3.4.4 Agentes Participantes en las Transacciones Internacionales

− En cada uno de los países que conforma Comunidad Andina de Naciones existen

requisitos y limitaciones para que los agentes realicen transacciones internacionales de

electricidad. Tales requisitos incluyen, en algunos casos (Perú y Venezuela), actos

administrativos a cargo de entes políticos o técnicos con facultades discrecionales que

podrían dificultar esas transacciones. Por otro lado, no todos los agentes de los mercados de

electricidad están autorizados para realizar transacciones internacionales, por lo que las

posibilidades de competencia entre agentes estarían limitadas a los agentes autorizados,

aunque tales restricciones pudieran estar fundamentadas en principios de separación de

actividades y, de no existir, permitirían situaciones de integración vertical indeseables, pues

podrían conducir a la conformación de situaciones de dominio en el mercado regional.

− El análisis Los requisitos para actuar en el mercado de electricidad y para realizar

transacciones internacionales pueden constituirse en obstáculos para el desarrollo de esos

intercambios, si tales requisitos implican autorizaciones, licencias, permisos o concesiones

cuyo otorgamiento está sujeto a criterios políticos o a la discrecionalidad de un funcionario

administrativo149

149 Ibid, p.28

. En Colombia tales actos administrativos sólo exigen el cumplimiento de

requisitos de suministro de información y de constitución de garantías. En Ecuador y Perú

estos actos administrativos están sujetos a la aprobación de entes técnicos con posibilidades

de aplicar criterios discrecionales. En Venezuela, en cuanto a los intercambios

internacionales de electricidad, la reglamentación correspondiente está en elaboración, por

107

lo que hasta la fecha sólo existe la disposición de la Ley del Servicio Eléctrico150, que

sujeta tales intercambios a la aprobación del Ministerio de Energía y Minas, detallada por

la disposición del artículo 3151

Las atribuciones que en cada país se dan a los distintos agentes del mercado de electricidad,

establecen limitaciones a la facultad de cada uno de ellos para intervenir en transacciones

internacionales de electricidad. Así, en Colombia, sólo los generadores pueden importar y

sólo los comercializadores pueden exportar; en Ecuador pueden importar los

comercializadores, distribuidores y grandes consumidores; en Perú se ha planteado la

creación de la figura del comercializador como único autorizado, además de los

generadores, para realizar importaciones y exportaciones; en Venezuela, los distribuidores

podrían importar, pero sólo para satisfacer el mercado de clientes regulados, mientras que

los generadores y los comercializadores pueden hacerlo sin limitación y los consumidores

libres (grandes usuarios) hasta el límite de sus necesidades de suministro eléctrico, y

podrían exportar tanto los generadores como los comercializadores.

del Reglamento General de la Ley del Servicio Eléctrico,

que limita tal aprobación a los intercambios internacionales en tensiones no menores de

13,8 kV ó de potencias mayores de 5 MW.

Tales restricciones han sido establecidas en concordancia con principios de funcionamiento

de los mercados, como la separación de actividades, la promoción de la libre competencia o

la introducción de eficiencia en el mercado. Así, la posibilidad de importación por un

distribuidor, como es el caso en Ecuador y Venezuela, le confiere características de

generador que pudieran ser incompatibles con los principios de separación de actividades y

de no concentración horizontal, y configurar situaciones contrarias a la promoción de la

150 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley del Servicio Eléctrico. Venezuela. http://neutron.ing.ucv.ve/ potencia/lse.html

151 GOBIERNO DE VENEZUELA. Reglamento General de la Ley del Servicio Eléctrico. http://www. mem.gov.ve/vmenergia/marcolegal/leyes/ley2.asp




108

libre competencia, a las posibilidades de integración regional y al estímulo a los

intercambios internacionales.152

Los entes reguladores deberán vigilar que los intercambios internacionales no se

constituyan en factores de abuso de posición dominante en el mercado de electricidad. A

estos efectos, la capacidad de importación de un agente debe ser considerada como parte de

su capacidad de generación, a los fines de determinar su participación en la oferta total.

Igualmente, la capacidad de exportación de un agente no debe ser considerada para efectos

de determinar su participación en el mercado nacional de electricidad.

Algunas de las restricciones indicadas anteriormente obedecen a la naturaleza física de los

contratos a término. Sin embargo, si estos contratos son considerados únicamente como

instrumentos financieros, tales restricciones podrían ser eliminadas.

En los casos en que la actuación en el mercado de electricidad o la realización de

transacciones internacionales requiera de autorizaciones, licencias, permisos o concesiones

por la Administración Pública, éstos deben ser otorgados automáticamente, una vez que el

interesado haya hecho entrega de la información que le identifica y sobre la transacción

internacional que intenta realizar y constituidas las garantías del cumplimiento de sus

obligaciones en el mercado.

Para evitar la conformación de situaciones de dominio del mercado que puedan atentar

contra la libre competencia o contra la posibilidad de realización de transacciones

internacionales, o que puedan infringir restricciones de integración de actividades, los entes

reguladores deben intercambiar regularmente información sobre la propiedad y la

participación accionaria de los agentes de sus respectivos mercados.

153


153 Ibid, p.29

109

En Perú y Venezuela se deberá establecer un procedimiento de otorgamiento automático de

la autorización para la realización de intercambios internacionales, sujeto a que el

interesado haya hecho entrega de la información que le identifica y sobre la transacción

internacional que intenta realizar y constituido las garantías del cumplimiento de sus

obligaciones en el mercado.154

3.4.5 Tratamiento de Restricciones e Inflexibilidades

− En los cuatro países (Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú), las restricciones e

inflexibilidades operativas, desde el punto de vista conceptual, son similares; las

diferencias se producen en el tratamiento económico, a efectos de determinar

responsabilidades y asignar sobrecostos.

En el caso de Perú, las restricciones e inflexibilidades son consideradas en la determinación

del precio del mercado, mientras que en Ecuador, la sanción de precios en el mercado se

realiza sin considerar las restricciones e inflexibilidades, es decir se realiza un despacho

económico ideal. En Venezuela el tema de las restricciones e inflexibilidades aún no ha

sido definido.

En el caso de Colombia, la identificación del sobrecosto ocasionado por una restricción es

realizada por el operador del sistema, el mismo que, para el caso de una transacción

internacional, lo asigna a la importación o exportación prioritariamente155. En Ecuador, la

identificación está a cargo del operador del sistema y la asignación del sobrecosto se realiza

con el mismo esquema que se aplica a los agentes locales156

154 Ibid, p.30

155 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Resolución CREG 063 de 2000. Colombia. 2000

156 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Regulación No.CONELEC 002 de 2000. Restricciones e Inflexibilidades Operativas. Regulación No.CONELEC 002 de 2000. Restricciones e Inflexibilidades Operativas. Ecuador. 2000

. En Perú, el sobrecosto está

110

incluido en el precio nodal de la energía, por lo que es pagado por toda la demanda. En

Venezuela este tema aún no está definido.157

− El análisis Existen diferencias en el tratamiento de las restricciones e inflexibilidades en

cada país; sin embargo, esto no es una barrera para que se produzcan las transacciones

internacionales. Considerando como objetivo el disponer de un mercado regional integrado,

lo ideal sería tener un tratamiento único en la región.

La presencia de una restricción o inflexibilidad operativa implica un sobrecosto para el

sistema que debe ser cubierto por algún agente. En este sentido se debe tener el suficiente

cuidado para que el mercado reciba las señales adecuadas y pueda dirigir correctamente sus

inversiones, especialmente en la expansión del sistema de transmisión.

Una vez definidos los esquemas para la identificación de restricciones e inflexibilidades y

para la asignación del correspondiente sobrecosto, éstos deberían ser aplicados en iguales

condiciones para las transacciones internacionales.

Las restricciones e inflexibilidades operativas asociadas a las transacciones de importación

y exportación, deben ser tratadas en las mismas condiciones que para los agentes internos.

Colombia adecuó su regulación mediante la resolución CREG 004 de 2003 y CREG 014 de

2004 en materia de transacciones internacionales de energía, donde se determina el

procedimiento para efectuar compra y venta de energía diariamente entre los países

importadores y exportadores de energía.

Venezuela deberá estudiar como incluir en su normativa los mecanismos que permitan la

identificación y asignación transparente de sobrecostos, por las restricciones e


111

inflexibilidades operativas, mecanismos que deben ser comunes para los agentes locales y

para quienes se dediquen a realizar transacciones internacionales.158

3.4.6 Tratamiento de las Cantidades Exportables

− En Ecuador la energía disponible para exportación está limitada a una cantidad

denominada excedentes de energía159, mientras que para Venezuela este principio se aplica

a las transacciones de oportunidad160

En Perú, inicialmente se prevé que la definición de excedentes no deberá ser un requisito

para los intercambios internacionales.

En Ecuador y Perú se prevé la suspensión inmediata de los contratos de exportación en

caso de racionamiento. En Venezuela, de acuerdo con la propuesta de reglamentación de la

administración del mercado mayorista, una exportación con contrato a término debería ser

tratada en igualdad de condiciones que la demanda nacional.

. El monto de los excedentes depende de una decisión

administrativa del Operador del sistema, el cual debe determinar la cantidad excedente de

energía después de atender la demanda nacional. Los excedentes se definen como posibles

vertimientos de agua en los embalses y capacidad de plantas térmicas no despachadas.

El supeditar la exportación a la existencia de las cantidades de energía definidas como

excedentes constituye una barrera para la realización de intercambios y un tratamiento

discriminatorio de la demanda internacional respecto a la demanda nacional de cada país.

158 Ibid, p.31

159 En Ecuador los excedentes están definidos en el Artículo 15 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, suplemento del registro oficial N°43. jueves 10 de octubre de 1996, Ley de Régimen del Sector Eléctrico

160 En Venezuela los excedentes están definidos en la sección 14.3 de la propuesta de Reglamento de Administración del Mercado Mayorista, http://www.cadafe.gov.ve/ns/ley.asp

112

− El análisis Un principio general para fomentar el intercambio de energía es evitar el

tratamiento discriminatorio entre las demandas nacional e internacional de los países. La

limitación de las cantidades exportables a través de la exigencia de que sólo sean

excedentes, da un tratamiento preferencial a la demanda interna.

Entre los objetivos de los intercambios internacionales está el de incrementar la

confiabilidad mutua de los sistemas interconectados y que las señales económicas dirijan

los flujos de energía hacia donde se presenta escasez. El sujetar la exportación, a través de

contratos a término o transacciones spot, a la existencia de excedentes, distorsiona los

mecanismos de asignación eficiente de recursos en el ámbito regional.161

Es importante resaltar que las señales de precios de forma natural llevarán a que un país en

racionamiento no exporte sino que importe. En este caso es necesario garantizar que la

La definición de excedentes introduce elementos de subjetividad en la determinación de las

condiciones para la realización de las exportaciones. La aversión al riesgo de los

operadores y un tratamiento recíproco entre países produciría como efecto final, bajo esta

regla, la inexistencia de intercambios internacionales con excepción de algunas

transacciones de oportunidad muy ocasionales.

Por otro lado, los problemas de abastecimiento que puedan presentarse al interior de un

país pueden ser tratados a través de las reglas de racionamiento de energía, en cuyo caso

debería evitarse de todas maneras la discriminación entre la demanda nacional y la

internacional. Además, es poco probable que se den exportaciones en caso de

racionamiento debido a las relaciones de precio, que harían más atractivo importar que

exportar.

Dado el carácter financiero de los contratos a término, no es necesario establecer su

suspensión en caso de racionamiento.


113

asignación en las capacidades de transmisión en los enlaces internacionales y la definición

de los roles de los agentes acerca de cuales pueden realizar importaciones y cuáles

exportaciones, no se constituya en una barrera para la adaptación de los flujos de acuerdo

con las señales de precios. 162

3.4.7 Cargos Adicionales en las Transacciones

− El tratamiento de la importación como un generador en el nodo frontera y de la

exportación como una demanda adicional al mercado nacional permite que los cargos

asociados a la generación y transmisión, que deben ser asumidos por los agentes que

importan y exportan, sean los mismos que para el resto de los agentes en los mercados

internos o nacionales.

Si bien existen diferencias en la determinación de los diversos cargos que se aplican en

cada uno de los países de la región, se debe señalar que los mismos están orientados a

remunerar las inversiones y los gastos de operación y mantenimiento de la generación y

transmisión asociada. Por lo tanto, las transacciones en el nodo frontera deberán incluir

todos los cargos correspondientes a la demanda, en el caso de la exportación y a la

generación en el caso de la importación.163

− El Análisis El requisito fundamental para la realización de las transacciones

internacionales es la existencia de un diferencial de precios entre los nodos frontera de una

misma interconexión; en este sentido, se estima que no constituye una barrera importante la

forma como se determinan y se asignan los cargos en los diversos países, sino que importa

que los precios en los nodos frontera incluyan los costos totales asociados con la

generación y transmisión.

162 Ibid, p.31

163 Ibid, p.32

114

Sin embargo, bajo la presencia de varias interconexiones, la existencia de un precio

uninodal, en cualquiera de los países o en ambos, limita el uso óptimo de los enlaces de

transmisión.

A fin de orientar el desarrollo regulatorio en cada uno de los países hacia la creación y el

funcionamiento de un solo mercado regional, es aconsejable que el tratamiento a los cargos

sea muy similar en todos los mercados de la región.

Es importante explorar el uso del sistema de precios nodales, en lugar del sistema de precio

uninodal, con el fin de optimizar el uso de los recursos de transmisión de la región y evitar

los subsidios cruzados164

Todos los cargos deberían ser aplicados, en la medida de lo posible, directamente a la

demanda, de forma que los precios de las transacciones sean transparentes y se eviten las

posibles duplicidades y sobrecostos en los cargos de los consumidores.

por la transmisión.

165

3.4.8 Régimen Impositivo y Administrativo

− Venezuela, a diferencia del resto de los países, ha establecido, además de los requisitos

para actuar como agente en el mercado de electricidad, el de aprobación por el Ministerio

de Energía y Minas para cada transacción internacional.

Existen diferencias en los impuestos y aranceles que se aplican a la importación y

exportación en cada uno de los países de la región; así por ejemplo, en Perú, a diferencia de

los otros países, la importación de energía eléctrica está gravada por aranceles. Además,

164 Los subsidios cruzados implican cobrar tarifas por debajo de los costos a un grupo de usuarios (usualmente domésticos) y tarifas por encima del costo a otros (frecuentemente a usuarios industriales y al comercio). YEPES, Guillermo. Los subsidios cruzados en América Latina. Banco Interamericano de Desarrollo. Washington. Octubre de 2003.


115

tanto en Perú como en Venezuela las importaciones de energía eléctrica están afectas por el

Impuesto al Valor Agregado (IVA).

En Colombia existe un tributo adicional a la producción de energía para financiar proyectos

en zonas aisladas, el cual abarca a las importaciones de energía. El efecto es que este

tributo es traspasado a la demanda internacional cuando se realizan exportaciones.

En Ecuador, el sobrecosto causado por el despacho preferente de las energías renovables no

convencionales, sería cubierto también por la demanda internacional (exportación).166

− El análisis Los trámites requeridos en cada país para la realización de actos de comercio

y para actuar en el respectivo mercado de electricidad implican costos y tiempo a la hora de

querer efectuar una transacción internacional, lo que conduce a la utilización de

intermediarios locales o a la necesidad de constituir empresas domiciliadas en cada país,

con los consecuentes aumentos de los costos de transacción, o al desestímulo a las

iniciativas de intercambios internacionales de electricidad. En todo caso, de realizarse la

transacción, tales costos se verán reflejados en los precios de la energía transada.

Los acuerdos internacionales para creación de áreas de libre comercio, como el de la

Comunidad Andina, o para el establecimiento de reglas comunes para el comercio

internacional, como la Organización Mundial de Comercio, tienen como premisa la

eliminación de aranceles y otras barreras al libre flujo de bienes y servicios.167

La utilización de los mecanismos de remuneración de las actividades dirigidas a la

prestación del servicio eléctrico, como medios para el financiamiento de otras actividades

no directamente relacionadas, que responden a políticas internas de cada país, al afectar los

costos de las exportaciones de electricidad, constituyen una forma de trasladar impuestos

internos a consumidores de otros países. Tal es el caso del aporte que debe hacerse en

166 Ibid, p.32

167 Ibid, p.34

116

Colombia, de un peso por cada kilovatio-hora generado o importado, para el fondo de

apoyo financiero a las zonas no interconectadas; en Venezuela, el aporte que deben hacer

los generadores, del uno por ciento (1%) de su factura, para el Fondo de Subsidios; y en

Ecuador, los sobrecostos que implica el despacho obligatorio de la generación con fuentes

renovables no convencionales.168

El tratamiento impositivo de las importaciones y exportaciones debe ser homogéneo en

cada país suscriptor del acuerdo, ya que garantiza que todos los exportadores e

importadores de energía estarán en igualdad de condiciones arancelarias para competir,

además este es uno de los pilares de las integraciones económicas.

169

Igualmente, la aplicación, a los intercambios de electricidad, de las normas sobre

intercambio internacional de bienes y servicios, contenidas en los acuerdos de integración

mencionados, podría conducir a disminuir o evitar las barreras a la importación y

exportación de electricidad. En este sentido sería recomendable estudiar un tratamiento a la

energía eléctrica como un bien para efecto de los intercambios internacionales.

Con el objetivo de la interconexión de los sistemas eléctricos y la conformación de un

mercado regional integrado, sería conveniente simplificar los requisitos para que un agente

debidamente autorizado y registrado para actuar en un país pudiera hacerlo en cualquiera

de los demás países suscriptores del Acuerdo. En este sentido se debería estudiar como

aprovechar la normativa emanada de los Acuerdos de la Comunidad Andina y otros

acuerdos regionales o internacionales de integración comercial, para que una empresa

constituida en un país pueda actuar libremente en los otros de la región.

170

168 Ibid, p.35

169 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Principios de la unión aduanera. http://www. comunidadandina.org/union.asp


117

En caso de que existan subsidios directos a las exportaciones que sean aplicables a las de

electricidad, éstos deben ser eliminados, para evitar distorsiones de precios que atenten

contra la competitividad de los agentes de los demás países, este principio genera un

ambiente de libre competencia e incentiva la creación de empresas con tal fin.

3.4.9 Remuneración de los Enlaces Internacionales

− Los procesos de planificación interna de la expansión de la transmisión, en cada uno de

los países de la región, no toman en cuenta la información sobre los recursos, la oferta y la

demanda de los países vecinos. Además, existen diferencias entre los criterios que adoptan

los países para definir los procesos de construcción de los enlaces internacionales y los

mecanismos de remuneración.

La posibilidad de reclasificar los activos de transmisión como de conexión o de uso

común171 a lo largo del tiempo, introduce alta incertidumbre respecto a la remuneración de

los mismos.172

− El análisis La planificación de la expansión de un sistema eléctrico en un país, sin

considerar los recursos de los países vecinos, podría conducir a ineficiencias y al desarrollo

de enlaces de mayor costo.

En los enlaces internacionales se pueden producir congestiones que generan una renta

sobre el enlace internacional, originada por la diferencia de precios entre sus extremos, que

debe ser correctamente asignada.

171 Activos de uso común se refieren a las instalaciones pagadas por todos los consumidores finales. Activos de conexión son los de uso exclusivo de uno o varios agentes.


118

El utilizar criterios diferentes para definir los procesos de construcción podría llevar a

ocasiona ineficiencias que producen retardos, costos unitarios y parámetros de diseño

diferentes.

El restringir la construcción de un enlace internacional únicamente al transportador, como

es el caso de Colombia y Venezuela, tiene como soporte evitar la discriminación al acceso

al enlace que pudiera realizar un agente interesado en las transacciones internacionales;

mientras que permitir la construcción por cualquier agente se sustentaría en la clasificación

del enlace como activo de conexión. En cualquier caso el acceso debe ser abierto a todos

los agentes; en este sentido, el uso de la línea será determinado por el despacho económico

con independencia del sistema de remuneración.173

A fin de optimizar los recursos disponibles en la región, los procesos de planificación para

la construcción de los enlaces internacionales deberán tomar en cuenta la información de

los países vecinos. En este sentido deberá garantizarse el acceso libre y oportuno a dicha

información por los organismos planificadores y agentes privados.

En los sistemas de regulación vigentes en cada uno de los países, la operación de las

unidades de generación se decide por medio del despacho económico de las unidades. En

ninguno de los sistemas se permite la autoprogramación del despacho; es decir, no se

permiten los contratos físicos bilaterales. La consecuencia inmediata de esto es que no

existe relación directa entre los posibles arreglos contractuales y el despacho físico de las

unidades. Cualesquiera sean los contratos en vigor, ellos no alteran la operación física del

sistema.

174

Debe estudiarse la implementación de un proceso de coordinación dirigido a la

construcción de los enlaces internacionales. En el caso de que dichos enlaces sean

173 Ibid, p.35

174 Ibid, p.36

119

considerados como activos de uso común, se podría estudiar la posibilidad que la

coordinación se efectuara por los organismos encargados de la licitación para su

realización.

Las rentas que se deriven por la congestión175 del enlace internacional, debidas a

diferencias de precios en sus nodos terminales, podrían asignarse a los agentes titulares de

los derechos de transmisión, y evitar que el titular sea el transmisor.176

En aquellos países en los que un agente no transportador puede construir enlaces

internacionales, debe preverse, al momento en que ese activo pase a formar parte de la red

común, que se respeten los límites de integración vertical establecidos.

Los derechos financieros de transmisión sobre los enlaces construidos como activos de uso,

deben corresponder a la demanda, mientras que los derechos financieros de transmisión

sobre activos de conexión existentes, deberán ser asignados a los titulares de los contratos

de conexión, en caso de que existan tales contratos; en caso contrario se asignarán al

propietario del activo. El activo deberá estar sujeto al libre acceso.

Deberán subastarse los derechos financieros de transmisión de los enlaces internacionales

previstos en el plan de expansión y que se consideran como activos de uso común, a fin de

que los agentes participantes del mercado mayorista puedan utilizar las rentas de

congestión para cubrirse del riesgo de los contratos que pudieren firmar. Los ingresos por

la venta de los derechos de congestión deberán servir para disminuir la tarifa al usuario

final. Tales subastas otorgarán los derechos por un lapso que se determinará de acuerdo con

la capacidad de transmisión entre los nodos considerados.

177

175 Si un mercado posee una significativa ventaja de costos sobre otro, los sistemas de transmisión que conectan estos mercados, probablemente, estarán mas congestionados con los flujos de potencia provenientes del mercado de bajo costo a aquel de costo alto. TAPIAS AHUMADA, Karen de los Ángeles. Impacto de las restricciones de transmisión en un mercado de competitivo de electricidad, Universidad Católica de Chile. Santiago de Chile, 1998. p.45


120

3.4.10 Libre Acceso a los Enlaces Internacionales

− El libre acceso en interconexiones internacionales está concebido de diferente manera en

cada país. En Ecuador y Venezuela se establecen prioridades de uso basadas en los

contratos de compraventa de energía. En Colombia la prioridad de uso está basada en el

contrato de conexión con el transportador, pero esto fue modificado por la resolución

CREC 004 de 2003178

Si bien en todos los países se realiza una operación de los recursos de generación y

transmisión de mínimo costo, la asignación de prioridades para el uso de la capacidad en

las interconexiones internacionales, basada en el orden de registro de los contratos, podría

bloquear el desarrollo de transacciones de menor costo, en particular las transacciones

spot.

. En Perú no se asigna capacidad de transporte, lo cual incrementa el

riesgo para el desarrollo de las inversiones.

179

− El análisis Si en cada uno de los países conectados por un enlace internacional, se

asigna la capacidad de transporte del tramo que le corresponde, de manera no coordinada

con el otro país, se podría incurrir en problemas de remuneración inadecuada.

Las regulaciones en cada país, en cuanto a la relación entre los mecanismos de expansión,

remuneración y acceso, no tienen el mismo tratamiento, lo que podría ocasionar

inconsistencias que pidieran ser contrarias a los principios de libre acceso y operación de

mínimo costo cuando se trata de incorporar enlaces internacionales.

177 Ibid, p.38

178 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Op.Cit., http://www.creg.gov.co


121

En Colombia si bien la asignación de capacidades es un mecanismo adecuado para

disminuir el riesgo de recuperación de las inversiones de los enlaces internacionales, es una

barrera para la realización de operaciones de menor costo, como pueden ser las

transacciones spot internacionales, y un impedimento para el desarrollo de otras

transacciones a término.

En Ecuador y en Venezuela, según su propuesta de Reglamento, no está claro el

fundamento para establecer prioridades de uso (asignación de capacidad) en caso de que los

enlaces internacionales hayan sido definidos como activos de uso común y por lo tanto son

remunerados en su totalidad por la demanda.

En Perú con los mecanismos actuales no existen las señales económicas adecuadas para la

construcción de los enlaces internacionales debido a que no se garantiza la remuneración

vía contratos de conexión.180

Se debe procurar que en todos los países se adopten los mecanismos que dinamicen el libre

acceso a las redes, estos serian:

181

− El contratar la capacidad de transporte en los enlaces internacionales es un

mecanismo adecuado para remunerar los activos correspondientes cuando éstos son

tratados como activos de conexión (uso exclusivo), siempre y cuando se prevea un

mecanismo de compensación financiera que proteja los derechos adquiridos por los

titulares de dichos contratos cuando la operación de mínimo costo no despache

recursos de generación de los agentes titulares para atender demanda externa.

180 Ibid, p.38

181 Ibid, p.39

122

− La compensación financiera a la que se refiere el punto anterior debe prever la renta

de congestión que se pueda producir en los enlaces, debido a la diferencia de precios

originada por la congestión de la línea.

− Cuando se produzca la integración de los sistemas eléctricos de la región y se

constituya un mercado único, los enlaces internacionales pasarían a conformar parte

de la red común (uso compartido) con lo cual no es necesario ni conveniente la

asignación de capacidades a través de contratos de conexión.

− A fin de optimizar el uso de los enlaces internacionales y lograr un despacho

coordinado, los operadores de los mercados de cada país deberían suscribir convenios

operativos.

3.4.11 Resolución de Conflictos

− En Ecuador, la inclusión de cláusulas de arbitraje en los contratos suscritos con el

Estado está sujeta al informe favorable del Procurador General del Estado. En los restantes

países no existe restricción a la inclusión de cláusulas de resolución de conflictos por

medios alternativos.

En el Caso Colombiano la resolución CREG 004 de 2003 trata el tema de la solución de

conflicto y la manera de dirimirlos, además establece la conformación de un acuerdo

operativo, el cual establezca las reglas a seguir en materia de operación de los sistemas

interconectados y la solución de conflictos.182

No existe un marco jurídico internacional que ampare el establecimiento de los contratos de

intercambio internacional de electricidad de tal forma que puedan ser debidamente

182 En caso de presentarse dudas en cuanto a la interpretación o ejecución del presente Acuerdo Operativo, se agotará en primera instancia el diálogo entre las partes. De no lograrse consenso se acudirá al Tribunal Andino de Justicia. COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo Operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Quito 29 de noviembre de 2002.

123

resueltas las perturbaciones introducidas en los contratos por los cambios regulatorios

decididos por los Estados.

No existe una instancia internacional especializada para la resolución de los conflictos que

pudieren derivarse de la interconexión de sistemas y de las transacciones internacionales de

electricidad. Por lo tanto seria recomendables estudiar la posibilidad de utilizar como

máximo juez para la solución de conflictos el Tribunal Andino de Justicia, el cual seria el

encargado de dirimir las desavenencias que se generen.

− El análisis Las partes contratantes requieren de la existencia de una instancia única y

neutral que dirima los conflictos que surgen de la interpretación de los contratos. En la

medida que la posibilidad de designar tal instancia esté sujeta al dictamen de terceros, se

desincentivan las iniciativas de celebración de intercambios internacionales de electricidad.

Los cambios de la regulación que afectan el equilibrio económico de un contrato de

intercambio internacional de electricidad, podría llevar a hacer inviables tales contratos y a

producir daños a las partes, sobre todo cuando tales contratos han implicado la realización

de inversiones para la construcción de los enlaces que posibilitan los intercambios. Si las

legislaciones nacionales no establecen la responsabilidad del Estado por los daños que sus

decisiones regulatorias pueden ocasionar en los particulares, aumenta el riesgo de las

inversiones, lo que se verá reflejado finalmente en los precios de las transacciones.183

La existencia de procedimientos de mediación y arbitraje claros y de mecanismos de

resolución de conflictos, disminuye el riesgo de las contrataciones internacionales y facilita

su realización, especialmente por parte de agentes privados. De ahí que sea recomendable

En vista de que las interconexiones internacionales abren la posibilidad de existencia de

conflictos entre los agentes de los países, se requiere de una instancia internacional neutral

especializada para la resolución de estos conflictos.


124

estudiar la posibilidad de eliminar las restricciones que pudieran sujetar el establecimiento

de cláusulas de arbitraje al dictamen de terceros.184

Se recomienda adoptar por parte de los países que conforman la Comunidad Andina de

Naciones la incorporación del Acuerdo Operativo para la Interconexión de Sistemas

Eléctricos y el Intercambio Regional de Electricidad, con el fin de que pueda tener fuerza

jurídica y para que los conflictos derivados de la interconexión de los sistemas eléctricos y

de las transacciones internacionales estén bajo la jurisdicción del Tribunal de la Comunidad

Andina.

En caso de que la legislación nacional no permita la indemnización por daños causados por

cambios regulatorios que afecten el equilibrio económico de los contratos de intercambio

internacional de electricidad, sería recomendable estudiar los mecanismos para que los

Estados asuman la responsabilidad por esos daños y se efectúen las reparaciones

respectivas.

185

3.4.12 Transacciones spot Internacionales

Se deberá estudiar la posibilidad de incorporar en las reglamentaciones de los diferentes

países las transacciones spot internacionales y que éstas se detallen de manera coordinada

entre los cuatro países (Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela)

En esta sección se exponen los criterios que deben tomarse en cuenta para la

implementación de estas transacciones:186

184 Ibid, p.40

185 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Acuerdo Operativo Colombia – Ecuador – Perú – Venezuela. Quito 29 de noviembre de 2002.


125

Las transacciones spot internacionales se definen como los intercambios de energía entre

los sistemas a precios spot y que son realizadas a través de los administradores de los

mercados, cuando se presentan diferencias entre los precios de los mercados spot en los

nodos frontera.

Las transacciones spot internacionales no deben estar condicionadas a la existencia de

excedentes y únicamente estarían limitadas por la capacidad de los enlaces internacionales,

porque sino se convertirían en transacciones de oportunidad.

El despacho de cada país debe considerar las curvas de oferta y demanda de los países de la

región, disponibles en los nodos frontera. Por ello, se prevé que los flujos en los enlaces

internacionales, y en consecuencia las transacciones spot internacionales, se originen en el

despacho coordinado entre países.

Para las transacciones spot internacionales se debe estudiar la posibilidad de que estas

puedan ser liquidadas de manera coordinada por los administradores de los mercados. Para

este fin, deben darse las atribuciones suficientes a los operadores y administradores de los

mercados a efectos de que puedan despachar y liquidar de manera coordinada los

intercambios internacionales de energía, a través de la suscripción de acuerdos operativos e

intercambio de información, que consideren además criterios de seguridad y calidad.187

Para minimizar los riesgos por falta de pago se recomienda que los administradores de los

mercados constituyan garantías recíprocas que cubran el monto esperado de las

El uso físico del enlace debe estar determinado por el resultado del despacho económico

coordinado, por tanto el acceso debe ser libre; sin embargo, para minimizar el riesgo del

inversionista en transmisión, es necesario establecer contratos de conexión que asignen

derechos sobre la capacidad de transmisión, es decir, que permitan recibir la renta que

genere el uso de la línea.

187 Ibid, p.40

126

transacciones spot internacionales, cuyo costo formará parte de los costos de

administración del mercado.

Es conveniente que para facilitar los intercambios internacionales de energía, los

administradores de los mercados den prioridad de pago a las transacciones spot

internacionales. Con esta medida se conseguiría que las deudas que se originan en un

mercado nacional no se trasladen al otro país.

Las transacciones spot internacionales deben ser consideradas en la asignación y pago del

cargo por capacidad en condiciones similares a los agentes internos de cada país; en otras

palabras, la importación o exportación recibirá o pagará el cargo por capacidad,

respectivamente, cuando se produzca el flujo físico en el enlace, ya que la existencia de un

enlace representa un incremento de la capacidad disponible que debe ser remunerada y de

la demanda a ser abastecida que debe pagar.188

En Colombia la resolución CREG 004 de 2003

En relación con los precios nodales a cada lado de la frontera, los operadores de los

sistemas deberán considerar todos los cargos adicionales existentes en cada sistema. Si

existiera incertidumbre en definir uno de estos cargos se deberá considerar un diferencial

mínimo de precios para que se dé la transacción. Adicionalmente deberán expresarse los

precios sobre una misma moneda.

189 y CREG 014 de 2004190 reglamenta las

transacciones internacionales, las garantías y el pago de las mismas, esta resolución entró

en vigencia para permitir la integración de los mercados de Colombia y Ecuador.191

188 Ibid, p.41

189 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo (TIE). Resolución 004 de 2003. Colombia. http://www.creg.gov.co

190 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Por la cual se establecen normas complementarias a la Resolución CREG 004 de 2003. Resolución CREG 014 de 2004. Colombia. http://www.creg.gov.co

127

3.4.13 Mecanismos de Implementación del Acuerdo

− La instrumentación de las propuestas para la interconexión de la infraestructura de los

sistemas eléctricos, de la comercialización internacional de la energía y, luego, del mercado

eléctrico mayorista internacional requiere de procesos de modificación y de creación de los

marcos jurídicos en cada país; estos procesos deben ser coordinados y simultáneos.

De igual forma, para el arreglo de las diferencias que surjan entre Estados, reguladores,

administradores y agentes del mercado eléctrico mayorista internacional, se hace necesario

el reconocimiento y mutuo consentimiento de las partes en someter dichas diferencias a

procedimientos y organismos nacionales e internacionales, siendo estos medios un acuerdo

obligatorio, a fin de que se cumpla con las recomendaciones de las conciliaciones, laudos

arbitrales y sentencias, según el caso.192

− El análisis El Marco Normativo vigente en cada uno de los países están estructurados y

respaldados, por sus correspondientes Constituciones, Leyes, Reglamentos de estas Leyes,

Regulaciones y Resoluciones emitidas por los órganos competentes.

193

Existirían dos caminos alternativos para la implementación del Acuerdo: uno, la

modificación en cada país del marco legal, reglamentario y regulatorio, a través de los

procedimientos establecidos en cada uno de ellos, lo que implicaría un largo proceso de

reforma normativa, la descoordinación entre los países y la posible introducción de

distorsiones en las propuestas, por los entes encargados de la reforma normativa. La otra

vía sería a través de la implementación de una norma supranacional, en el marco de la

Comunidad Andina, lo que significaría la unificación del proceso y el respaldo de un marco


192 Ibid, p.40

193 Ibid, p.41

128

jurídico regional. Este mecanismo debe no solo tener en cuenta las reglas para la operación

de los sistemas eléctricos e interconexiones sino también el mercado energético y las

transacciones de energía.

La Comunidad Andina tiene por objetivo el promover el desarrollo equilibrado y armónico

de sus países miembros en condiciones de equidad, acelerar el crecimiento por medio de la

integración y la cooperación económica y social, impulsar la participación en el proceso de

integración regional, con miras a la formación gradual de un mercado común

latinoamericano y procurar un mejoramiento persistente en el nivel de vida de sus

habitantes.194

La Comisión es el órgano normativo del Sistema Andino de Integración, integrado por un

representante plenipotenciario de cada uno de los Países Miembros, cuya capacidad

legislativa, se expresa en la adopción de Decisiones. El Presidente de la Comisión está

facultado para convocar a una Comisión Ampliada, con el fin de tratar asuntos de carácter

sectorial, considerar normas para hacer posible la coordinación de los planes de desarrollo

y la armonización de las políticas económicas de los Países Miembros, así como para

conocer y resolver todos los demás asuntos de interés común. Las Decisiones de la

Comisión, son normas de carácter supranacional.

195

194 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES. Secretaria General. Acuerdo de Cartagena de Indias. Op.Cit., http://www.comunidadandina.org/documentos/docIA/IA25-9-01.htm


La Comunidad Andina posee un conjunto de normas comunitarias que garantizan la

seguridad y estabilidad jurídica necesaria para los socios comerciales e inversionistas, así

como un sistema de solución de controversias, cuya más alta expresión es el Tribunal

Andino de Justicia.

129

Para lograr el cumplimiento coordinado del Acuerdo por todos los países suscriptores,

resulta más expedito y con mayor respaldo jurídico internacional, el realizarlo como una

Decisión de una Comisión Ampliada de la Comunidad Andina, para lo cual se requiere

incluir a Bolivia en el proceso.

En la referida Decisión, deberá establecerse y definirse el procedimiento y la autoridad ante

quien se resolverán las diferencias derivadas de la interconexión de la infraestructura de los

sistemas eléctricos, del comercio internacional de la energía y de la estructuración de un

mercado eléctrico mayorista internacional común, para el caso en que las partes no

definieran su propio procedimiento e instancias para la solución de sus conflictos.196

3.4.14 Otros Factores que pueden afectar las Interconexiones

− Colombia El operador del sistema y el administrador del mercado están integrados con

el propietario de la mayoría de la red de transmisión. En caso de que se asignen rentas por

congestiones de la red, se generarían incentivos para incrementarlas y apropiarlas por parte

del operador-transmisor.197

− Ecuador En el Ecuador, desde el inicio del funcionamiento del Mercado Eléctrico

Mayorista, ha existido un déficit tarifario que, en parte, ha provocado crecientes deudas de

los distribuidores al mercado, las que han sido controladas con asignaciones especiales del

Estado. Por otro lado, a pesar de que los niveles tarifarios se han recuperado respecto a los

valores reales, las deudas de los distribuidores al mercado, también se han originado por la

falta de eficiencia en la gestión administrativa de varias empresas.

198

196 Ibid, p.41

197 Ibid, p.42

198 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. http://www.conelec.gov.ec/

130

Para superar el déficit financiero del sector, el Consejo Nacional de Electricidad

(CONELEC) estableció mecanismos de ajustes mensuales hasta diciembre del 2002, con el

objeto de que las tarifas, en promedio, se nivelen de acuerdo con los costos del servicio.

Así mismo el Fondo de Solidaridad, propietario y accionista mayoritario de casi todas las

empresas del país, ha implementado mecanismos financieros para administrar las

recaudaciones de las empresas distribuidoras y asignarlos directamente a los proveedores

del servicio.199

− Perú El Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

(COES)

200 es una asociación únicamente de generadores y de representantes del sistema

principal de transmisión. Se debe estudiar la posibilidad de ampliar su cobertura para

incorporar a otros agentes interesados como los transportadores privados, los distribuidores

y los comercializadores.201

• No existe remuneración explicita de los servicios complementarios ni tampoco de

las inflexibilidades de los generadores.

• No existe un desarrollo coordinado de la red de transmisión.

• La regulación de la transmisión debe ser perfeccionada.

− Venezuela Las transacciones internacionales podrían verse limitadas por la falta de

solvencia de varias empresas del Estado, la cual se origina tanto en la gestión ineficiente de


200 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES). Perú. http://www.coes.org.pe/coes/default.asp


131

las empresas como en la aplicación de niveles tarifarios que no cubren los costos del

servicio.202

Por otro lado los pliegos tarifarios promulgados han sido modificados en repetidas

ocasiones por el Ejecutivo Nacional, por lo que no hay certeza de la permanencia de las

tarifas aprobadas.

La falta de reglamentación del mercado obliga a posponer iniciativas de intercambios

internacionales a menos que se establezcan contratos que minimicen los riesgos.

3.5 PAÍSES PARTICIPANTES DE LA CAN

3.5.1 Colombia

− Características Generales La capacidad total de generación de energía eléctrica en

Colombia en el año 2004 esta en los 13216.52 MW de los cuales el 52% pertenecen a

agentes privados y el 48% son empresas públicas. En el año 2004 existen, 58 generadores

que potencialmente pueden efectuar transacciones en el mercado y ejercer plenamente las

actividades productivas. Durante el año 2003, 35 agentes realizaron transacciones en el

Mercado de Energía Mayorista.203

202 Ibid, p.44

203 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) ISA. Colombia. http://www2.isa.com.co/gmem/

En la figura 34 se muestra la distribución de la

producción de energía eléctrica.

132

GENERACION

66.0%

33.8%

0.2%

Hidraulica

termica

Eolica

Figura 34. Características de la producción de energía en Colombia204

En el año 2004 el Mercado de Energía Mayorista (MEM) tiene 99 comercializadores

registrados, 59 realizaron transacciones durante el año 2003, valor que se mantiene cercano

al promedio de los últimos tres años. La estabilidad en el número de participantes mantiene

la fortaleza de la actividad de comercialización de electricidad.

205



En la figura 35 se muestra

el consumo de energía eléctrica por los diferentes tipos de usuarios.

133

DEMANDA

15%

44%6%

33%2%

Comercial

Residencial

Gobierno

Industrial

Otros

Figura 35. Características de la demanda en Colombia206

En Colombia existen 11 transportadores de energía eléctrica de los cuales ISA tiene la

mayoría de la propiedad con 69.8 % de la red de transporte a 500kV y 220kV, además de

tener la mayoría accionarial del segundo transportador, TRANSELCA con el 65%. En la

figura 36 se muestra la red de interconexión a 230 kV y 500kV.


134

Figura 36. Diagrama unificar de Colombia207

− Evolución La prestación del servicio de energía eléctrica en Colombia se inició a

finales del Siglo XIX y su desarrollo fue el resultado de la iniciativa de inversionistas

privados, quienes constituyeron las primeras empresas que tenían como finalidad generar,

distribuir y comercializar electricidad. El esquema de propiedad privada se mantuvo

durante la primera mitad del siglo XX, presentándose luego un cambio gradual en la

propiedad de las empresas existentes hasta quedar completamente en manos del Estado,

cambio que fue presionado por la clase política de las diferentes regiones, fundamentado en

el paradigma que relaciona electricidad y desarrollo económico.

208

La estructura para el suministro de la energía eléctrica estatal, se inició prácticamente en

1928 con la expedición de la Ley 113

209

A comienzos de la década de los 90, la gestión y logros de las empresas de electricidad en

manos del Estado, mostró resultados muy desfavorables en términos de la eficiencia

administrativa, operativa y financiera que registraban las empresas. El sector considerado

que declaró de utilidad pública el aprovechamiento

de la fuerza hidráulica. Desde entonces funcionó de manera centralizada hasta las reformas

efectuadas en 1994.

Durante este esquema, las compañías estatales mantenían un poder monopólico sobre un

área determinada e integradas verticalmente, prestaban los servicios de generación,

transmisión y distribución. Este tipo de monopolio sobre un área específica, se debió al

desarrollo regional que presentaba el país.


208 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN (EEPPM). Historia de los servicios públicos. Medellín. Colombia. http://www.eeppm.com/

209 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 113 del 21 de noviembre de 1928. Estudio técnico y aprovechamiento de corrientes y caídas de agua. Colombia. http://www.ideam.gov.co/legal/ley/1900/ley113-1928.htm

135

globalmente (con algunas excepciones), enfrentaba la quiebra financiera, quiebra que

finalmente se tradujo en un racionamiento a nivel nacional que abarcó el período 1991-

1992.

Con este panorama, el país, a partir de la Constitución de 1991, admitió como principio

clave para el logro de la eficiencia en los servicios públicos la competencia donde fuera

posible y la libre entrada a todo agente que estuviera interesado en prestarlos.

En 1992, como consecuencia del severo racionamiento de energía que sufrió el país, el

Gobierno, haciendo uso del estado de emergencia económica tomó decisiones sobre

construcción de nuevas plantas de generación y el otorgamiento de las garantías

respectivas.210

− Reestructuración Entre las razones por la que se reestructuró el sector eléctrico se

encuentra la crisis, que se debió especialmente al subsidio de tarifas de energía y a la

politización de las empresas estatales, generando así un deterioro en el desempeño de este

sector. Al mismo tiempo, se desarrollaron grandes proyectos de generación, con

sobrecostos y atrasos considerables, lo que llevó a que finalmente el sector se convirtiera en

una gran carga para el Estado.

Por otro lado, en todo el mundo comenzó a ponerse en duda la eficacia de los monopolios

estatales para prestación de los servicios públicos. Un racionamiento entre 1991-1992,

llegó en una época donde las empresas se encontraban altamente vulnerables, el parque

térmico abandonado y una población que no se encontraba preparada para afrontar los

rigores del racionamiento. En el análisis de este racionamiento el gobierno colombiano

determinó la necesidad de reestructurar y modernizar el sector eléctrico, abriéndolo a la

210 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLÍN (EEPPM). Historia de los servicios públicos. Op.Cit., http://www.eeppm.com/

136

participación privada, y siguiendo un esquema similar a los países pioneros en este

desarrollo, en especial el Reino Unido.211

La reestructuración comenzó en 1994, con las leyes 142

212 y 143213

− Introducir competencia en el sector eléctrico,

, definiendo el marco

regulatorio para establecer las condiciones que permitieran que el desarrollo del mercado

eléctrico estuviese determinado por la sana competencia creando el Mercado Mayorista de

Energía Eléctrica.

El cambio era radical y consistió en:

− Permitir la inversión privada, llegando al punto de privatizar las compañías estatales,

− Eliminar la integración vertical, separando los negocios de transmisión, distribución y

generación, y

− Dejar al estado solamente el papel de regulador.

El ente regulador, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) comenzó a emitir

las primeras Resoluciones para el sector eléctrico a finales de 1994 y desarrollan en general

los siguientes temas: Marco Regulatorio aplicable a las actividades de Generación,

211 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia del mercado de energía en Colombia. Colombia. http://www.creg.gov.co/index.html

212 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 142 de 1994. Se establece el régimen de los servicios públicos domiciliarios y se dictan otras disposiciones. Colombia. http://www.secretariasenado.gov.co/ leyes/L0142_94.htm

213 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 143 de 1994. Se establece el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad en el territorio nacional, se conceden unas autorizaciones y se dictan otras disposiciones en materia energética. Colombia. http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/L0143_94.htm

137

Transmisión, Distribución y Comercialización. Las resoluciones reglamentan los aspectos

empresariales, comerciales, técnicos y operativos de estos negocios.

Como parte de dicha reestructuración se establecieron límites a la integración vertical con

la determinación de cuatro actividades: generación, transmisión, distribución y

comercialización, se creó el Mercado Mayorista de Electricidad y se reorganizó el esquema

institucional del sector.

La generación corresponde a la actividad de producción de electricidad. La energía puede

ser transada en la Bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores,

comercializadores o directamente con grandes usuarios (aquellos con una demanda pico

superior a los 100 kW ó 55 MWh/mes). Los generadores reciben un ingreso adicional

proveniente del Cargo por Capacidad, cuyo pago depende del aporte que la potencia de

cada generador realiza a la firmeza del sistema y de su disponibilidad real.214

214 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). Historia del mercado de energía en Colombia. Op.Cit., http://www.creg.gov.co/index.html

Los comercializadores son aquellos que atienden a los usuarios y les prestan el servicio de

facturación. Estos les pueden vender energía a los grandes usuarios a precios libres o a los

restantes a precios regulados.

Para promover la competencia entre generadores, se permite la participación de agentes

económicos, públicos y privados, los cuales deberán estar integrados al Sistema

Interconectado para participar en el mercado de energía mayorista. Como contraparte

comercializadores y grandes consumidores actúan celebrando contratos de energía eléctrica

con los generadores. El precio de la electricidad en este mercado se establece de común

acuerdo entre las partes contratantes, sin la intervención del Estado.

En la figura 37 se ve esquematizado el mercado eléctrico en Colombia.

138

Operación Centro NacionalDe Despacho

Mercado de Energía MayoristaAdministración

Distribución

Generación

Transmisión

Mercados de Otros Países- TIE -

Clientes

Comercialización

Relación OperativaRelación Comercial

Operación Centro NacionalDe Despacho

Mercado de Energía MayoristaAdministración

OperaciónOperación Centro NacionalDe DespachoCentro NacionalDe Despacho

Mercado de Energía MayoristaMercado de Energía MayoristaAdministraciónAdministración

DistribuciónDistribución

GeneraciónGeneración

TransmisiónTransmisión



ClientesClientes

ComercializaciónComercialización

Relación OperativaRelación Comercial

Figura 37. Estructura del mercado colombiano215

En el mercado competitivo, creado por la reforma eléctrica (Leyes 142

216 y 143217 de 1994)

participan generadores, comercializadores y grandes consumidores de electricidad. La

CREG definió los alcances de este mercado y estableció dos grandes espacios para realizar

las transacciones mayoristas:218


216 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 142 de 1994. Op.Cit., http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/ L0142_94.htm

217 GOBIERNO DE COLOMBIA. Ley 143 de 1994. Op.Cit., http://www.secretariasenado.gov.co/leyes/ L0143_94.htm

218 COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS (CREG). http://www.creg.gov.co/index.html

139

− Mercado Mayorista (MEM) propiamente dicho, en el que participan como

compradores y vendedores los agentes autorizados por la Ley para desarrollar

actividades económicas propias de la industria eléctrica, como la generación, la

comercialización mayorista y el transporte mayorista. Este mercado se divide a su vez

en dos segmentos: el Mercado de Contratos a Término (o mercado de largo plazo) y

la Bolsa de Energía (o mercado de corto plazo).

− Mercado Libre (ML), en el que participan como compradores los grandes

consumidores y como vendedores los comercializadores de electricidad.

El mercado de contratos se realiza entre los comercializadores y los generadores, los

contratos quedan definidos cuando se puede establecer claramente la cantidad de

electricidad y el precio cada hora. Los contratos se firman con duraciones de un día en

adelante.

La Bolsa de Energía es un mercado para las 24 horas del día siguiente, con obligación de

participación para todo generador registrado en el mercado, con reglas explícitas de

cotización, y en el que la energía por contratos es independiente del precio de corto plazo.

Los grandes consumidores no pueden acceder en forma directa al Mercado Mayorista, sin

embargo, pueden beneficiarse de las oportunidades de este mercado, aprovechando la

competencia entre los comercializadores.

Los pequeños consumidores o usuarios regulados también tienen relación con el Mercado

Mayorista dado que una parte de sus tarifas reguladas, dependen por un lado, del

comportamiento de los precios que se presenten en el mercado y por el otro, de los precios

a los cuales realice las transacciones su comercializador para atenderlo.219


140

− Operador El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) administra las transacciones

comerciales de energía y transporte, es una entidad que esta unida empresarialmente con el

operador del sistema, Centro Nacional de Despacho (CND) y con el mayor transportador,

Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P. (ISA). El MEM tiene las funciones de:220

− Administrar el sistema de intercambios y comercialización de energía eléctrica en el

mercado mayorista, con sujeción a las normas del reglamento de operación y a los

acuerdos del Consejo Nacional de Operación (CNO).

− Administrar las cuentas, liquidar, facturar y cobrar las cuentas correspondientes a los

cargos del Sistema de Transmisión Nacional, con sujeción a las disposiciones

contenidas en el Reglamento de que trata el artículo anterior.

− El Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC), se encarga del

registro de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro

y pago del valor de los actos o contratos de energía en la bolsa por generadores y

comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de

computación requeridos y del cumplimiento de las tareas necesarias para el

funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales (SIC).221

La figura 38 muestra la estructura de la Gerencia de Operación y Administración del

Mercado, que es la encargada de de operar el Sistema de Transmisión Nacional (SIN) y de

administrar el Mercado de Energía Mayorista (MEM)

220 Ibid, http://www2.isa.com.co/gmem/

221 Ibid, http://www2.isa.com.co/gmem/

141

Dir. Información delMercado

Dir. Proyectos y Tecnología

Gerencia Operación y Administración del Mercado

Dir. Gestión Regulatoria y Jurídica

Gerencia MEMGerencia CND

Dir. Planeación de la Operación

Dir. Coordinación de Operación

Dir. Despacho de Energía

Dir. Transacciones Comerciales

Dir. Administración Financiera del Mercado

Mercado

Gerencia MEMGerencia CND

Dir. Planeación de la Operación

Dir. Coordinación de Operación

Dir. Despacho de Energía

Figura 38. Estructura del operador del mercado en Colombia222

3.5.2 Ecuador

− Características Generales La mayor parte de la producción en el 2003, está en cabeza

de 10 empresas generadoras (92.21%) y en menor proporción con las distribuidoras (14 aún

sin escindir de acuerdo a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico). En la figura 39 muestra

los recursos de generación, también se observa la predominancia del recurso hídrico.

222 INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA S.A. E.S.P. (ISA). Op.Cit., http://www.isa.com.co

142

GENERACION

56%

43%

1%

Hidraulica

termica

Interconexiones

Figura 39. Características de la producción en Ecuador223

Hay un único transportador de energía, la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica

S.A. (TRANSELECTRIC), es una empresa privada que tiene como único accionista al

Fondo de Solidaridad, comenzó a operar en abril de 1999 y su función es la transmisión de

energía eléctrica para todo el país. Además, administra y opera un conjunto de subestaciones

y líneas de transmisión en tensiones de 230 kV y 138 kV.

224

223 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA ( CENACE ). Ecuador.

En la figura 40 se observa las características del sistema interconectado nacional.

http://www.cenace.org.ec/

224 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. http://www.conelec.gov.ec

http://www.cenace.org.ec/�

143

Figura 40. Características del Sistema Interconectado Nacional225

Respecto al consumo, en el mercado ecuatoriano pueden distinguir dos tipos de

consumidores: los usuarios finales y los grandes consumidores, la diferencia es que los

últimos se puede acordar el precio y elegir el suministrador. En el año 2003 las

distribuidoras compraron el 98.3% de la energía y los grandes consumidores el

1.70%.

226

225 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENACE). Ecuador. Op.Cit.,

Ver figura 41 el consumo de la demanda por los diferentes usuarios.

http://www.cenace. org.ec/

226 Ibid, http://www.cenace.org.ec/





144

DEMANDA

18%

36%27%

11%8%

Comercial

Residencial

Industrial

Otros

A. Publico

Figura 41. Características de la demanda en Ecuador227

− Evolución Debido a los severos racionamientos del servicio que sufrió el país a finales

de 1992, el Gobierno del Ecuador conformo un grupo interdisciplinario para realizar los

primeros estudios técnicos de reestructuración del sector eléctrico. Como resultado de esta

consultoría se elaboró un proyecto de ley

228

En octubre de 1996, luego de varias discusiones y revisiones al proyecto original propuesto

por el Gobierno, se aprobó en el Congreso Nacional la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

(LRSE), que sustituyó a la Ley Básica de Electrificación.

que recogía los principios del nuevo modelo y

una propuesta de marco regulatorio.

229

Con esta base legal y la asesoría de consultorías especializadas se han ejecutado las

siguientes actividades:

227 Ibid, http://www.cenace.org.ec/

228 CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec

229 GOBIERNO DE ECUADOR. Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Suplemento del registro oficial N°43. Ecuador. 10 de octubre de 1996. http://www.conelec.gov.ec/downloads/normativas/LEY%20DE%20 REGIMEN%20DEL%20SECTOR%20ELECTRICO.%20Codif.%205%20Ago-00.doc


145

− En noviembre de 1997 se conformó el ente de regulación y control el Concejo

Nacional de electricidad (CONELEC).

− En enero de 1999 se constituyeron legalmente 6 empresas de generación y una de

transmisión con los activos del ex - Instituto Ecuatoriano de Electrificación

(INECEL).

− El 1 de febrero de 1999 inició sus funciones el Centro Nacional de Control de

Energía (CENACE), entidad encargada de la administración del mercado eléctrico

mayorista.

− El 31 de marzo de 1999, terminó su vida jurídica INECEL.

− A partir del 1 de abril de 1999 empezó a funcionar el Mercado Eléctrico Mayorista

(MEM) supervisado por el CENACE, en el cual se llevan a cabo todas las

transacciones comerciales de compra y venta de potencia y energía al sistema

ecuatoriano.

− El 4 de octubre de 1999, el Consejo Nacional de Modernización (CONAM) contrató

al consorcio liderado por un Banco de Inversión, para preparar y ejecutar el proceso

de privatización de las empresas del sector eléctrico.

− Reestructuración El proceso de reformas arranca a fines de 1996 con la promulgación

de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE), que determinó el establecimiento de un

mercado competitivo y desregulado, descentralizando su estructura estatal, a través de

esquemas de desintegración horizontal y vertical, escindiendo las actividades de

generación, transporte y distribución, procurando promover una amplia participación del

sector privado. Sin embargo, no fue hasta abril de 1999, cuando el nuevo esquema inició

sus operaciones. 230


146

El funcionamiento del modelo se sustenta en dos aspectos: la prestación y la recepción del

servicio. En la prestación se reconocen tres actividades: producción, transporte y

distribución, en cambio la recepción del servicio está representado por los clientes que, de

acuerdo a su potencia contratada pueden comprar en forma directa en un Mercado

Mayorista o a las compañías distribuidoras.

El nuevo modelo conforma un mercado de energía eléctrica (el MEM), un sistema de

costos de energía que define precios, un administrador de dicho mercado (CENACE) y un

ente regulador (CONELEC). Ver figura 42.231

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) establece mecanismos para la

reestructuración del sector, tales como segmentar la prestación del servicio en empresas

separadas y se introduce el criterio de competencia en la generación.

232

231 CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA (CENACE). Ecuador. Op.Cit.,

Se establecen mecanismos de concesión, permiso y licencia para la participación privada en

nuevos proyectos.

La transmisión y distribución como monopolios naturales están sujetos a regulación y

control.

Se fomenta el desarrollo y uso de recursos energéticos no convencionales. Las

transacciones de potencia y energía se realizan en un mercado Spot o mediante contratos a

plazo entre los agentes del MEM.

http://www.cenace. org.ec/

232 GOBIERNO DE ECUADOR. Ley de Régimen del Sector Eléctrico. Ecuador. Op.Cit., http://www.conelec.gov.ec/downloads/normativas/LEY%20DE%20REGIMEN%20DEL%20SECTOR%20 ELECTRICO.%20Codif.%205%20Ago-00.doc


147

C

O

N

E

L

E

C

CENACE

Regulación ysupervisión

DespachoEconómico

AdministraciónTécnica yFinanciera

Usuario final

G G G

Red de Transporte

Mercado Eléctrico Mayorista

Excedentes

D

AG GC

D D GC Distribuidores con Sistemas No Incorporados

Transacciones en contratos a plazo G: Generador AG: AutogeneradorTransacciones en el mercado ocasional D: Distribuidor GC: Gran Consumidor

Figura 42. Estructura del mercado eléctrico en Ecuador233

− Operador El operador del mercado esta inmerso en la operación del sistema

responsabilidad de CENACE, así las funciones específicas son administrar el

abastecimiento de energía al mercado al mínimo costo posible, preservando la eficiencia

global del sector y creando condiciones de mercado. Coordinar la operación del Sistema

Nacional Interconectado, observando condiciones de seguridad y calidad. Administrar las


148

transacciones comerciales y facilitar al sector el acceso a la información sobre el

funcionamiento del MEM.234

3.5.3 Perú

− Características Generales En la producción en el 2003, participaron 38 empresas que

generan para el mercado eléctrico (91.6%) y 64 empresas que producen energía para uso

propio (8.4%). En la figura 43 se puede observar el equilibrio de producción de energía

entre fuentes hidráulicas y térmicas.

GENERACION

50%50%

Hidraulico

Termico

Figura 43. Características de la producción en Perú235

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) tiene una longitud total de las líneas

de transmisión de este sistema alcanza los 14261 km., de las cuales el 15% corresponde a

líneas de transmisión principal (2139 km) y el 85% a líneas de transmisión secundaria

234 Ibid, http://www.conelec.gov.ec/

235 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. http://www.coes.org.pe

149

(12122 km). Además, operan en el país líneas de transmisión en sistemas aislados

(SS.AA.).236Ver figura 44.

En este periodo se registró la operación de 6 empresas con actividad principal en

transmisión de energía eléctrica.

Figura 44. Características del sistema interconectado de Perú237

Durante el año 2003, la capacidad de la producción fue de 5904 MW. La producción de

energía para el mercado eléctrico fue de 19215 GWh y la energía eléctrica que se

comercializó a clientes finales ascendió a 16629 GWh. De este total, el 37% fue vendida

por las empresas generadoras (sólo venden a clientes libres), y el 63% por las empresas

distribuidoras. Según el tipo de mercado, se entregó el 52% a los clientes regulados y el

48% a los clientes libres. Finalmente, el número de clientes finales, a diciembre del año

2003, llegó a 3´482851, de los cuales 3´483.610 son regulados y 241 son libres. En el

236 SALAZAR LÓPEZ, Germán. Mercado eléctrico peruano. Lima. Perú. Septiembre 2003.

237 COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL (COES-SINAC). Perú. Op.Cit, http://www.coes.org.pe

150

período se registró la operación de 21 empresas que distribuyen energía al mercado

eléctrico y de 16 generadores.238

DEMANDA

17%

24%56%

3%Comercial

Residencial

Industrial

A. Publico

En la figura 45 se observa el consumo de la demanda por los diferentes usuarios.

Figura 45. Características de la demanda en Perú239

− Evolución Hasta 1992, la generación, transmisión, distribución y comercialización de

energía eléctrica para servicio público estaba reservada para el Estado. La Dirección

General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas era el ente encargado de dirigir,

promover, controlar y fiscalizar las actividades de este servicio público.

En mayo de 1982 se promulgó la Ley General de Electricidad, Ley 25884. La empresa

matriz, ELECTROPERU SA, tenía la propiedad y representación de las acciones del

Estado y ejercía la supervisión y coordinación de las Empresas Regionales de Electricidad.

238 Ibid, http://www.coes.org.pe


151

En 1984, se transfirió a las empresas regionales la actividad de distribución de energía y

equipamiento de la infraestructura eléctrica.240

Este sistema sufrió una profunda transformación con la promulgación de la Ley de

Concesiones Eléctricas

ELECTROPERU, las empresas regionales de electricidad y los sistemas aislados, de

propiedad del Estado, producían el 70% de la oferta total de energía eléctrica en el país. En

su mayor parte (75%), ésta provenía de centrales hidroeléctricas. Asimismo, existía un

importante sector de empresas auto productoras privadas, que producían el 30% restante de

la energía eléctrica. En este caso, la mayor parte de la oferta (el 78%) provenía de centrales

térmicas.

241

Además, determinó la vigencia de un nuevo sistema tarifario para la generación,

transmisión y distribución de energía eléctrica, así como la puesta en marcha de una nueva

25844 de 1992 y con el inicio del proceso de privatización a

mediados de 1994. Se determinó la separación de las actividades de generación,

transmisión y la distribución como actividades a ser realizadas por el sector privado con el

objetivo de promover la competencia y alcanzar la máxima eficiencia en el servicio público

de electricidad.

Se dispuso que las empresas que integran los sistemas interconectados CentroNorte

(SICN), Sur-Oeste (SISO) y Sur-Este (SISE) tomaran las medidas legales, administrativas

y económicas para dividir las actividades de generación, transmisión y de distribución

constituyendo empresas independientes. En lo que respecta a los sistemas aislados de

electricidad, la ley contempla que en estos sistemas aislados puede existir una integración

vertical.

240 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. http://www. osinerg.gob.pe/

241 GOBIERNO DE PERÚ. Ley de concesiones Eléctricas No. 25844. Perú. Febrero de 1993. http://www. coes.org.pe/coes /Directiva/resena.htm

152

institucionalidad en el sector, orientada a impulsar la racionalidad de las decisiones en el

marco de la libre competencia.

En lo que respecta a la privatización, en 1991 el gobierno creó la Comisión de Promoción

de la Inversión Privada (COPRI), responsable de la dirección del proceso de privatización,

de la selección de las empresas a privatizarse y de los principios generales y

procedimientos a aplicarse, la coordinación y el control del programa de privatización. Para

ello se formaron, en 1993, tres Comités Especiales de Privatización (CEPRI), los mismos

que correspondieron a las siguientes empresas: ELECTROPERU, ELECTROLIMA y la

Empresa Termoeléctrica de Ventanilla SA (ETEVENSA). El esquema de privatización

planteó la venta individual de las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras.242

En el marco de la Ley en mención, las actividades eléctricas se han independizado, el

esquema de competencia esta operando, los clientes libres negocian directamente con sus

diversos proveedores. Los actores que intervienen en el mercado eléctrico se observan en la

figura 46, donde el Estado esta representado por la Dirección General de Electricidad del

Ministerio de Energía y Minas, responsable del otorgamiento de concesiones y

autorizaciones para participar en el negocio eléctrico, la promoción y normalización. Los clientes

En la nueva estrategia de desarrollo basada en el predominio de los mecanismos del

mercado y la propiedad privada, las reformas llevadas a cabo fueron orientadas a establecer

un marco institucional para las actividades económicas, promoviendo la eficiencia en la

utilización de los recursos, la liberación del mercado y la libre competencia.

La Dirección General de Electricidad, es el órgano técnico - normativo del Ministerio de

Energía y Minas, encargada de proponer y/o expedir la normatividad de las actividades de

generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, además de

promover el desarrollo del sector eléctrico.

242 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. Op.Cit., http://www.osinerg.gob.pe/

153

o usuarios son aquellos que realizan sus transacciones en forma libre (demanda superior a 1 MW)

o que pertenecen al servicio público de electricidad.

Las empresas eléctricas están constituidas por las concesionarias de electricidad y las

entidades autorizadas que pueden ser: Generadoras, Transmisoras y Distribuidoras.

N: NormatividadC: ConcesionesF: FiscalizaciónR: RegulaciónD: Defensa del consumidorL: Libre CompetenciaT: Transferenciasr: Reclamos

MEM : MINISTERIO DE ENERGIA Y MINASOSINERG: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIAINDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUALPROINV.: PRO INVERSIONCOES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA

NORMATIVIDADPLAN REFERENCIAL, CONCESIONES

EMPRESAS

COES

MEM OSINERG INDECOPI PROINV

USUARIOS

NNC

RF

RF

rD

DL

T

FISCALIZACION

TRANSFERENCIAS AL SECTOR PRIVADO

r

Figura 46. Estructura del modelo peruano243

Existe un Comité de Operación Económica del Sistema (COES), que está formado por

generadores y transportadores de un mismo Sistema Interconectado, y una Comisión de

Tarifas Eléctricas (CTE), que es un organismo técnico y autónomo conformado por


154

representantes de generadores, distribuidores, transportadores y del Estado, cuya

responsabilidad es establecer las tarifas eléctricas para el mercado eléctrico.244

− Reestructuración En la década de los 80, la empresa ELECTROPERU que tenía la

generación, transmisión y distribución en el país, atravesaba por una grave crisis financiera

y económica. Respecto a la primera se produjo un elevado nivel de endeudamiento externo,

lo cual se agravó debido a la menor disponibilidad de créditos externos resultantes del

incumplimiento de sus obligaciones. En lo económico, la crisis tuvo relación con el retraso

tarifario que comprometió la capacidad operativa de la empresa y redujo sus posibilidades

de inversión necesarias para afrontar el crecimiento de la demanda. Además se comenzaron

a sufrir racionamientos que llegaron a ser hasta del 28% y había un alto grado de

ineficiencia en las empresas eléctricas.

Además en la supervisión del mercado está: Organismo Supervisor de la Inversión en

Energía (OSINERG) e Instituto de Defensa de la Competencia y de la Propiedad

Intelectual (INDECOPI).

El operador del sistema es el COES. El COES está constituido por las empresas

generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado, tiene como objetivo

el despacho al mínimo costo.

En los últimos diez años, el sector eléctrico peruano ha experimentado importantes

avances, se ha logrado revertir la anterior y preocupante situación de déficit energético,

hasta alcanzar una de superávit, que permite pensar incluso en la posibilidad de exportar

energía. Además se ha conseguido diversificar la oferta de generación; aumentar el índice

de electrificación nacional y mejoras notables en la calidad del servicio brindado a los

usuarios245


245 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA (OSINERG). Perú. Op.Cit., http://www.osinerg.gob.pe/

, Uno de esos avances esta en la entrada de inversión privada en la transmisión,

155

Interconexión Eléctrica S.A. ISA a incursionado con éxito con las construcción y operación

del sistema de transmisión nacional del Perú.246

− Operador La operación del sistema es realizado por el Comité de Operación

Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC) es un organismo técnico,

conformado por los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión

cuyas instalaciones se encuentran interconectadas en el Sistema Nacional, con la finalidad

de coordinar su operación al mínimo costo, garantizando la seguridad y calidad del

abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos

energéticos.

247

3.5.4 Venezuela

− Características Generales El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) lo conforman 18

empresas eléctricas públicas y privadas. Las empresas públicas son Compañía Anónima de

Administración y Fomento Eléctrico (CADAFE) con cinco empresas filiales (Eleoriente,

Elecentro, Eleoccidente, CADELA y SEMDA), Empresa de Electrificación del Caroní

(EDELCA), Energía Eléctrica de Venezuela (ENELVEN), ENELCO y ENELBAR. Las

empresas privadas son la Electricidad de Caracas con sus empresas filiales ELEBOL,

CALIFE, ELEVAL y SENECA.

Las empresas CADAFE, EDELCA, Empresa Electricidad de Caracas (EDC) y ENELVEN,

firmantes del Contrato de Interconexión con el Operador del Sistema (OPSIS) producen el

95,4% de la energía eléctrica que se consume en el país y éstas a su vez representan en

OPSIS el valor total de las empresas eléctricas antes citadas. El porcentaje restante

proviene del Sector Autoabastecido (Petróleos de Venezuela, productores independientes e

246 ISA PERÚ. Perú. http://www.isa.com.co/


156

industrias con generación propia).248

GENERACION

63%23%

14%

Hidraulica

Vapor

Gas

En la figura 47 se observa los diferentes fuentes de

producción.

Figura 47. Características de la producción en Venezuela249

En lo que respecta a la Red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional, la integran

líneas con niveles de tensión a 765 kV, 400 kV y 230 kV, cuyas longitudes alcanzan los

2083 km, 4154 km y 5574 km respectivamente.

La capacidad total de la generación en el 2003, fue de 19521 MW.

250

248 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Informe anual 2002. Caracas. Venezuela. Marzo de 2003.

Ver figura 48.

249 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. http://www. opsis.org.ve/

250 Ibid, http://www.opsis.org.ve/

http://www.opsis.org.ve/�




157

Figura 48. Sistema de transmisión de Venezuela251

251 Ibid,

La coordinación de la operación se ejecuta a través del Despacho Central de Carga de

OPSIS, bajo los esquemas de seguridad y continuidad en el suministro de la demanda y la

energía requerida, además de propiciar el despacho económico de los recursos de

generación que optimizan el uso de la energía hidráulica a través de las redes de

transmisión.

El Consumo fue de 91.018 GWh para el 2003, la demanda máxima fue de 12961 MW el 14

de diciembre. A continuación la figura 49 muestra los datos de consumo:

http://www.opsis.org.ve/


158

DEMANDA

15%

24%

45%

16%Comercial

Residencial

Industrial

Otros

Figura 49. Características del consumo en Venezuela252

− Evolución A finales del siglo XIX se inició en las ciudades de Caracas y Maracaibo el

suministro de energía eléctrica. En 1888, se crea la empresa ENELVEN y en 1895 la EDC.

En el año 1945, el Gobierno Nacional inicia el proceso para la electrificación y suministro

de energía eléctrica a nivel nacional a través de la Corporación Venezolana de Fomento

(CVF). Desde esta fecha se crearon quince empresas gubernamentales, las cuales dieron

origen en 1958 a CADAFE. Posteriormente, en 1963, se crea la EDELCA, con la

responsabilidad de desarrollar el potencial hidroeléctrico del río Caroní.

En 1968 se firmó un primer contrato de interconexión entre las empresas CADAFE,

EDELCA y EDC, dando origen a la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados

(OPSIS) como una organización para la coordinación de la operación y apoyo a la

planificación de los sistemas eléctricos del país. En 1988 se firmó un nuevo contrato de

interconexión incorporando a la empresa ENELVEN y asignándole a OPSIS nuevas

252 Ibid, http://www.opsis.org.ve/


159

responsabilidades en la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional

(SIN).253

En el diseño de una nueva Ley del Servicio Eléctrico, se establecieron las disposiciones que

rigen el servicio eléctrico en el territorio nacional, el cual no había contado con una

normativa legal integral que ordenara clara y metódicamente las disposiciones generales

aplicables a esta materia.

El Sector Eléctrico Venezolano esta estructurado en forma mixta, integrado por empresas

públicas y privadas, en los dos ámbitos las directrices de la política son dictados por el

Ministerio de Energía y Minas, órgano supremo en materia de energía a nivel nacional.

Las posibilidades de crecimiento y expansión del sector se apoyaron fundamentalmente en

las fuertes inversiones públicas. Ello fue posible gracias al desarrollo de la industria

petrolera. El Estado, al disponer de cuantiosos recursos, pudo emprender la explotación del

gigantesco potencial hidroeléctrico del río Caroní, así como también de otros potenciales

menores en la Región Occidental. Paralelamente pudo capitalizar también parte de la renta

petrolera en generación térmica, la construcción de las líneas de transmisión de 760 kV, y

una red de distribución de miles de kilómetros.

254

En 1999 se publicó el Decreto N° 319

255

253 Ibid,

, el cual establece la creación del Centro Nacional

de Gestión del Sistema Eléctrico (CNG), empresa propiedad del gobierno, la cual estará

supervisada por el Ministerio de Energía y Minas y fiscalizada por la Comisión Nacional de

Energía Eléctrica (CNEE), a efecto de establecer su adhesión a esta Ley y a las Normas de

Operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

http://www.opsis.org.ve/

254 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. http://www. mem.gov.ve/

255 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley del Servicio Eléctrico. Decreto Nº 319. Septiembre 17 de 1999. Venezuela. http://www.mem.gov.ve/


160

En el 2001 se publicó la Ley Orgánica del Servicio Eléctrico, en la que se extienden los

plazos establecidos para la creación de la CNEE, el CNG y para que las empresas que

realicen de manera integrada algunas de las actividades de generación, transmisión y

distribución de energía eléctrica, hasta el mes de enero de 2003.256

− Reestructuración La creciente demanda exige volúmenes igualmente crecientes de

inversión, cerca de 7.000 millones de dólares americanos,

257 tales inversiones deben

comenzar en este año. Sin embargo, la situación del país confronta un doble problema: la

caída de la inversión pública, la cual arrastra un proceso de deterioro en todo el sector, y la

ausencia de un instrumento que sirva ya no solo para regular las distintas relaciones

jurídicas que emergen de esta actividad, sino también como instrumento de política

económica y social en manos del Estado.258

Por otro lado, la planificación del sector ha obedecido al entendimiento entre las

principales empresas eléctricas. El Estado Venezolano, ha realizado algunos intentos de

coordinación para elaborar un plan eléctrico nacional, hasta que ha emprendido el diseño de

un Plan Energético Nacional como parte fundamental del Plan Económico del Estado.

259

256 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www.mem.gov.ve/

257 XXXIII DE LA MESA REDONDA DE CÁMARA VENEZOLANA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA (CAVEINEL). Barquisimeto. Venezuela. 2002. http://www.caveinel.org.ve/docs/mesa/AngelNegrin.pdf

258 XXXVIII REUNIÓN DE ALTOS EJECUTIVOS DE EMPRESAS Y ORGANISMOS DE LA CIER. Presente y perspectivas del sector eléctrico suramericano. Precios y Tarifas en Venezuela. http://www. cier.org.uy/(pub)/rev/boletincier.pdf

259 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. http://www. mem.gov.ve/

161

Adicionalmente, también se tiene un alto nivel de pérdidas del orden del 17%260

− Operador El CNG del Sistema Eléctrico, va a ser una empresa de propiedad pública

e

ineficiencia en la gestión de gran parte de las empresas eléctricas.

261.

La Ley establece que la gestión del sistema eléctrico nacional deberá realizarse de manera

centralizada, a fin de garantizar la óptima utilización de los recursos de producción y

transporte de energía eléctrica, así como también un suministro de electricidad confiable,

económico, seguro y de la mejor calidad posible. Existe consenso a nivel del Ejecutivo

Nacional y del sector eléctrico, para que el CNG se constituya a partir de los actuales

recursos que dispone el operador del sistema actual OPSIS, ampliando las funciones que

desarrolla, con un mayor alcance operativo y una mayor cantidad de relaciones con los

agentes del sector eléctrico.262

La apertura del mercado mayorista de electricidad deberá realizarse antes de tres años a

partir de la publicación de la Ley Orgánica

263, Cabe anotar que la puesta en funcionamiento

del mercado tiene un retrazo de 8 años debido a los problemas políticos internos de

Venezuela.264

En la figura 50 se observa la estructura del operador del mercado.

260 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Informe anual 2002. Caracas. Venezuela. Marzo de 2003.

261 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www. mem.gov.ve/

262 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. Op.Cit., http://www.opsis.org.ve/

263 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ley Orgánica de Servicios Públicos. Diciembre 31 de 2001. http://www. soberania.info/ Documentos/ Ley_servicio_electrico.htm

264 GOBIERNO DE VENEZUELA. Ministerio de Energía y Minas (MEM). Venezuela. Op.Cit., http://www.mem.gov.ve/


162

Equipo

Gerencia

General

Gerencia de Operación

Estudios dePlanificación

Estudios dedemanda

Estadísticas y facturación

Departamento deDespacho de

Carga

EstudiosOperacionales

Programación

Mantenimiento

Gerencia dePlanificación

Administración

Archivo yCorrespondencia

DepartamentoDe Sistemas

DepartamentoAdministrativo

Figura 50. Estructura del operador del mercado en Venezuela265

3.5.5 Bolivia

− Características Generales El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) está integrado por

Generadores, Transmisores, Distribuidores y Consumidores No Regulados, que efectúan

operaciones de compra - venta y transporte de electricidad en el Sistema de Interconexión

Nacional (SIN). El Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC) es la entidad

265 OFICINA DE OPERACIÓN DE SISTEMAS INTERCONECTADOS ( OPSIS ). Venezuela. Op.Cit., http://www.opsis.org.ve/


163

responsable de la coordinación de la generación, transmisión y despacho de carga a costo

mínimo y de la administración del MEM.266

La capacidad de generación en las diferentes centrales que operan en el mercado, a fines

del año 2003, era de 988.89 MW, de los cuales 354.7 MW corresponden a plantas

hidroeléctricas y 634.19 MW a plantas termoeléctricas (turbinas a gas en ciclo abierto). La

producción bruta de energía en las centrales que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista

Boliviano (MEM) fue de 3529.1 GWh. El año 2003 la producción hidroeléctrica participó

con el 59.3% del total y la producción termoeléctrica con el 40.7%.

El Sistema Troncal de Interconexión (STI) es la parte del SIN que consiste de líneas de alta

tensión en 230 kV, 115 kV, 69 kV y subestaciones asociadas, donde los Agentes del MEM

compran y venden energía eléctrica.267Ver figura 51.

Figura 51. Características del Sistema Troncal de Interconexión268

266 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ( MEM). Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/mem.html

267 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/

164

En la figura 52 se observa las características de la generación hidráulica y térmica.

GENERACION

38%

62%

Hidraulica

Termica

Figura 52. Características de la generación en Bolivia269

− Evolución Antes de la reforma del sector eléctrico, llevada a cabo el año 1995, el

suministro de energía en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) no era la mas optima,

sin embargo existían algunas dificultades, tales como un sistema regulatorio débil, escasos

incentivos a mejorar la eficiencia; existencia de subsidios cruzados que distorsionaban las

tarifas, carencia de señales para atraer la inversión privada, baja probabilidad de atender el

crecimiento de la demanda y baja cobertura del servicio eléctrico, en especial en el área

rural.

El consumo de energía eléctrica en el MEM en el año 2003 fue de 3607.7 GWh. La

máxima potencia demanda para el mismo periodo fue de 674.2 MW.

268 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/ mem.html

269 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/mem.html

165

La reestructuración del sector eléctrico buscaba atraer la inversión privada, mejorar la

eficiencia del sector a través de la competencia, traer mayores beneficios para los usuarios

y mejorar la normativa.

El Programa de Reforma del Sector Eléctrico Boliviano comenzó su ejecución en Bolivia

en marzo de 1994 con el apoyo financiero de los gobiernos de Holanda, Japón y un crédito

de la Asociación Internacional de Fomento (AIF)270. Constaba de cuatro fases, de las cuales

las dos primeras fueron ejecutadas por un grupo de técnicos del ex Ministerio de Energía e

Hidrocarburos, de la ex Dirección Nacional de Electricidad y las principales empresas

eléctricas del país, y las dos siguientes por consultores bolivianos y extranjeros, expertos en

regulación del sector.271

Se obtuvieron los siguientes resultados: la promulgación de la Ley de Electricidad y sus

reglamentos

272, la capitalización de la Empresa Nacional de Electricidad S.A., privatización

del transportador y de las empresas estatales, el establecimiento de la Superintendencia de

Electricidad y del CNDC, el fortalecimiento del marco legal vigente y la culminación de

los procesos de adecuación a la Ley de Electricidad de las empresas y cooperativas

eléctricas.273

− Reestructuración La reforma del Sector Eléctrico Boliviano, que culminó con la

aprobación y vigencia de la Ley de Electricidad de 1994. La Ley de Electricidad plantea

que el ejercicio de las actividades de la industria eléctrica boliviana y su desarrollo deberán

270 BANCO MUNDIAL. Asociación Internacional de Fomento ( AIF ). http://www.bancomundial.org.bo/

271 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ( MEM). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/mem.html

272 GOBIERNO DE BOLIVIA. Ley de Electricidad, Ley 1604. Diciembre 21 de 1994. Bolivia. http://www. bolpress.com/BD/bol/marco/ ley_de_electricidad.htm

273 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/cndc/

166

realizarse a través de la iniciativa privada. El Estado asumió la responsabilidad de formular

políticas y aprobar normas.

Se creó la Superintendencia de Electricidad como el órgano regulador de la industria

eléctrica, con jurisdicción nacional y autonomía de gestión. Establece la división de

actividades de la industria eléctrica en generación, transmisión y distribución para el SIN y

como consecuencia las empresas eléctricas desagregaron sus actividades para estar

dedicadas a una sola de éstas. Introdujo además limitaciones al derecho de propiedad para

los accionistas o socios en cada una de estas actividades.274

La Ley creó el CCNDC, como el administrador del MEM, introdujo el concepto de Consumidor

No Regulado, delimita el SIN y estableció una nueva metodología y procedimiento para la

fijación de precios y tarifas, basada en la eficiencia económica y la transparencia como rasgos

fundamentales.

275

La Ley de Electricidad y sus reglamentos introdujeron normas de calidad para cada una de las

actividades del sector eléctrico, siendo la más destacada la de distribución. Los parámetros de

control de calidad de este servicio público son: la calidad del producto técnico, la calidad del

servicio técnico y la calidad del servicio comercial.

El MEM formó parte del nuevo esquema vigente para el sector eléctrico Boliviano. Este sector se

compone de un mercado de contratos donde las transacciones se pactan libremente en cuanto a

duración, condiciones y precios, y un mercado spot, donde las transacciones se realizan sobre la

base de precios que se definen cada hora.

276

274 SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD. Bolivia. http://www.superele.gov.bo/

275 GOBIERNO DE BOLIVIA. Ley de Electricidad, Ley 1604.. Bolivia. Op.Cit., http://www.bolpress.com/ BD/bol/marco /ley_de_electricidad.htm

276 SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD. Bolivia. Op.Cit., http://www.superele.gov.bo/

167

− Operador El CNDC es la entidad responsable de la coordinación de la generación,

transmisión y despacho de carga a costo mínimo y de la administración del Mercado

Eléctrico Mayorista Boliviano. El CNDC es también el encargada de correr los programas

de optimización para el despacho económico de las centrales de generación, velar por la

seguridad eléctrica del SIN y hacer cumplir las normas y reglamentos de la operación del

SIN Es una persona jurídica pública no estatal (no integra la administración centralizada ni

descentralizada del Estado), sin fines de lucro.277

Como parte de la responsabilidad de coordinar la Generación, Transmisión y Despacho de

Carga a costo mínimo en el SIN se establecieron las siguientes funciones básicas:

− Planificar la operación Integrada del SIN, con el objetivo de satisfacer la demanda

mediante una operación segura, confiable y de costo mínimo.

− Realizar el despacho de Carga en tiempo real a mínimo costo.

− Determinar la potencia efectiva de las unidades generadoras del sistema

Interconectado Nacional.

− Calcular los precios de Nodo del SIN.

− Establecer el balance valorado del movimiento de electricidad que resulte de la

operación integrada de acuerdo a reglamento.

. En los primeros años de funcionamiento, las actividades del CNDC estuvieron orientadas

a establecer las bases para la operación del MEM y a la solución de problemas

coyunturales, emergentes del proceso de cambio de las reglas del sector eléctrico. En una

segunda etapa, el CNDC resolvió problemas relativos a la operación y expansión del

sistema.

277 COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA (CNDC). Bolivia. Op.Cit., http://www.cnb.net/ cndc/

168

La Unidad Operativa del Comité Nacional de Despacho de Carga tiene carácter ejecutivo,

realiza sus funciones de despacho de carga y administración del Mercado Eléctrico

Mayorista cumpliendo las decisiones del Comité y las que le asigna la Ley de Electricidad,

sus Reglamentos y el Estatuto.

La estructura orgánica de la Unidad Operativa (Ver figura 53) consta de una Gerencia, los

Departamentos de Programación, Despacho de Carga, Análisis de Sistemas de Potencia y

Postdespacho, además de una Unidad Administrativa y una unidad de asesoria legal. En los

6 años de operación, el número de empleados se ha mantenido constante en 27.278

Despacho de Carga

Análisis de Sistemas de

PotenciaProgramación Postdespacho

Gerencia

General

ASESOR LEGALADMINISTRACION

Figura 53. Estructura de la unidad operativa del operador del mercado279

Anualmente, el Comité aprueba un presupuesto de gastos que no puede exceder al dos por

ciento (2%) del monto resultante de valorizar la Potencia Firme y la energía neta total

inyectada por los Generadores, por sus respectivos precios básicos. De existir montos no

utilizados en una gestión, éstos son considerados en la siguiente gestión. El cargo mensual

278 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/

279 Ibid, http://www.cnb.net/cndc/

169

por costos del CNDC, se distribuye entre los Agentes en proporción a las transacciones

económicas del respectivo mes. 280

280 UNIDAD OPERATIVA DEL COMITÉ NACIONAL DE DESPACHO DE CARGA. Bolivia. http://www.cnb.net/cndc/swf/cndc/ org/uo.html

4. PRIMER ENFOQUE ESTRATEGICO DE LA INTEGRACIÓN DE

MERCADOS

Se ha efectuado en el seno del seminario de investigación de Transmisión y Distribución de

Energía Eléctrica una primera aproximación para crear canales efectivos políticos, técnicos

y estratégicos, que haga realidad la integración con un enfoque adecuado, a pesar de la

heterogeneidad de todo tipo que presentan los mercados de Centro y Sur América.

Una reflexión de los elementos que componen la investigación como son: las raíces

primarias y secundarias de la integración eléctrica, elementos primarios y secundarios del

problema y perceptores primarios y secundarios del problema. Estos elementos permiten

identificar la definición del problema.

Las raíces primarias conforman el campo fundamental para la definición del problema,

están determinadas por:

− Diferencia de regulaciones entre los países que conforman SIEPAC y la CAN

− Visión de la empresa ISA

− Experiencias internacionales de integración eléctrica

− Línea de interconexión eléctrica entre Colombia – Panamá

Las raíces secundarias conforman las áreas de incidencia para la definición del problema,

están determinadas por:

− Diferencia de estacionalidad entre los países

174

− Disminución de costos al maximizar uso de los recursos

− Necesidad de acople de los mercados

− Sumatoria de sinergia de actores participantes

− Voluntad política de los países

Los elementos primarios conforman las variables básicas de la definición del problema,

son:

− Los mercados regionales de energía

− Países participantes del mercado regional

− Entes reguladores del sector eléctrico

− Empresas del sector eléctrico

Los elementos secundarios conforman los procesos, algoritmos de la definición del

problema, son:

− Diferencia de estacionalidad entre los países

− Empresas generadoras de energía eléctrica

− Empresas de transmisión eléctrica

− Empresas de distribución eléctrica

− Empresas comercializadoras de energía

− Disminución de costos

175

Los perceptores primarios son las áreas que perciben de manera directa de la definición

del problema, son:

− Región de la integración eléctrica

− Países participantes de la integración eléctrica

− Mercados de energía eléctrica

Los perceptores secundarios son quienes perciben de manera indirecta la definición del

problema, son:

− Economía de cada país

− Empresas de energía

− Usuarios finales

La figura 54 muestra la interacción de los diferentes elementos para llegar a la definición

del problema.

El aporte de este trabajo de grado parte de una matriz de comparación de los países que

conforman estos mercados, la cual permite hacerse una idea del estado de evolución de los

mercados eléctricos de cada país. Además, establece las bases para la realización de un

trabajo de maestría en el cual se explorará la solución del planteamiento del problema en

uno o más tópicos o aspectos que lo conforma.

176

5. BASE METODOLÓGICA PARA LA INTEGRACIÓN: MATRIZ COMPARATIVA DE LOS ELEMENTOS DEL MERCADO DE LOS PAÍSES QUE CONFORMAN EL SIEPAC Y CAN

Para cada país se relacionan los aspectos normativos con la expansión, operación,

comercialización y tarifación. También se describen los marcos legales desarrollados en

cada país y los tipos de transacciones internacionales. El análisis incluye un marco

conceptual que permite identificar los principales elementos a considerar y una

presentación detallada en forma de cuadros que facilitan la comparación de las soluciones

adoptadas en cada país.

Podemos decir que los objetivos han sido comunes en la concepción de los distintos marcos

regulatorios, aún cuando las soluciones adoptadas no son idénticas. En esta parte del

proyecto se intenta:

− Mostrar las soluciones adoptadas en cada país y que han sido concebidas como parte del

proceso de modernización del sector.

− Organizar información de manera estructurada a fin de permitir comparaciones fáciles

al lector.

El análisis se limita a considerar los marcos legales específicos del sector eléctrico. En

consecuencia, no se incluyen normativas de alcance más general y que inciden en el sector.

Además se ha evitado establecer juicios de valor sobre las bondades relativas de los marcos

presentados. Si bien es posible esperar que los cambios más recientes y las experiencias

desarrolladas con anterioridad, no es menos cierto que cada marco debe presentar

adaptaciones debidas a características propias de los sistemas en cada país, como es el caso

la composición del parque generador, concentración de la propiedad, topología, etc.

178

Los datos obtenidos están descritos en dos cuadros.

El primer cuadro, se muestra la matriz comparativa de los países participantes de la CAN

(Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú, y Venezuela). Ver el Cuadro 3.

En el segundo cuadro, se muestra la matriz comparativa de los países participantes del

SIEPAC (Panamá, Costa Rica, Nicaragua, Honduras, El Salvador y Guatemala). Ver el

Cuadro 4.

Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA

Aspectos de la Industria del sector eléctrico

• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribución.

• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en Generación

• Libre acceso a la red de transmisión y distribución mediante el pago de peajes.

• Se reconoce que la transmisión y la distribución son monopolios naturales.

• El estado regula lo que no se considera competitivo

• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribucion.

• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en generación.




• INECEL se encarga directamente de generación y transmisión

• INECEL realiza la distribución a través de empresas eléctricas vendiendo en bloque energía

• INECEL es a la vez el organismo regulador

• Se reconoce aspecto competitivo de la generación

• Distribución y transmisión monopolios naturales

• Libre acceso a las redes

• El estado regulará lo que no considere competitivo

• Se da un tratamiento diferenciado a las funciones de generación, transmisión y distribución.

• Se reconoce la existencia de un mercado competitivo en generación.




• No hay Norma. Existe un grupo heterogéneo de empresas

Estilo de la Legislación Ley más o menos detallada - Reglamentos detallados

• Ley General • Normas detalladas

dictadas por resoluciones de la CREG

Ley general, se encuentran en elaboración los reglamentos respectivos

Ley detallada

No hay Ley. Reglamentación sólo en materia tarifaría

Actividades reconocidas Generación, transporte y distribución

Generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización

Generación, transmisión y distribución

Generación, transmisión y distribución

Generación y transmisión

-Ley Eléctrica - Códigos

• Ley No. 1604 del 21/dic/94 con 76

• Ley Eléctrica

• Nueva Ley Eléctrica • Ley Eléctrica • Ley Eléctrica

Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN

Artículos y 6 Reglamentos:

• De Operación del Mercado Eléctrico

• De Concesiones, Licencias y Licencias Provisionales

• Uso de Bienes de dominio público y constitución de servidumbres

• De Precios y Tarifas • De Calidad de

Distribución • De Infracciones y

Sanciones

• Código de Redes que comprende aspectos de planeamiento de la expansión del SIN, Conexión, Operación y medida, Código distribución y Estatuto de Racionamiento.

• Resoluciones

dictadas por la CREG para los aspectos económicos, técnicos y operativos

• Código de Redes y

código de Operación

• Código de

planeamiento de la expansión, Conexión y Operación

• Código Operación

• • • • • Control y Vigilancia A cargo de la

Superintendencia de Electricidad según Ley de Reglamentación Sectorial (SIRESE)

Corresponde a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD.

Ministerio de minas y energía

Ministerio de minas y energía

Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC) y la CREE MEM

Planificación

La Secretaría Nacional de Energía elabora el Plan Referencial para el S.I.N.

La UPME elabora, actualiza y hace el seguimiento al plan de expansión de referencia.

CONELEC OSINERG Comité de Planificación del SIN, junto con la Oficina de Planificación del Sistema Interconectado (OPSIS)


ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Política sectorial y normas

Secretaría Nacional de Energía, del Ministerio de Hacienda y Desarrollo Económico

Ministerio de Minas y Energía (MME) Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)

Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)

Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Regulación y fiscalización

Superintendencia de electricidad, de la Superintendencia General

Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD)

Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)

Ministerio de Energía y Minas Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE)

Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) y Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Coordinación de la operación

Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)

Consejo Nacional de Operación (CNO)

Consejo Nacional de Control de Energía (CENACE)

Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

OPSIS

Determinación de precios regulados

• Precios calculados por CNDC y aprobados por la Superintendencia

• Precio spot: CNDC

• Precios a consumidores regulados: CREG

• Precio spot: Bolsa de Energía

• Peajes de transporte: CREG

• Precio de generación spot: CENACE

• Peajes: CONELEC • Tarifa de

Distribución: CONELEC

• Tarifas en barra: COES y aprobados por CTE

• Precios a consumidores: CTE

• Pago por sistema secundario: Acuerdo entre partes

MEM, CREE

Generación – Transmisión - Responsable

Plan Referencial Secretaría General de Energía

Plan Indicativo Ministerio de Minas y Energía ( UPME)

Plan Indicativo Ministerio de Minas y Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)

Plan Indicativo Ministerio de Energía y Minas (Dirección General de Electricidad)

Plan Indicativo Ministerio de Energía y Minas (MEM)

Interconexiones internacionales

• Poco significativa en poblaciones fronterizas

• Tres conexiones con Venezuela, dos a 230 kV y una a 115 kV.

• Dos interconexiones con Ecuador a 230 y 138 kV

• Dos interconexiones con Colombia a 230 y 138 kV

• Una interconexión (solo esta finalizado el tramo peruano) con Ecuador a 230 kV

• Tres conexiones con Colombia, dos a 230 kV y una a 115 kV.


ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Aspectos de la Operación y Despacho

• El Sistema Norte cuenta con un Despacho de Carga un tanto independiente de los Contratos del CNDC perteneciente a COBEE

• Basada en costos marginales

• Es obligatorio para todas las centrales interconectadas

• La programación de la operación y del despacho está a cargo de la unidad operativa del CNDC

• Se realiza una operación centralizada.

• Es independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía.

• Basada en costos variables o precios declarados.

• Es obligatoria para todas las centrales interconectadas

• Tiene por objeto abastecer la demanda en forma segura y al menor costo de operación.

• Operación centralizada.

• Independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía.

• Basada en despacho óptimo

• Tiene el objeto de atender la demanda en las mejores condiciones de seguridad y al mínimo costo de operación.

Se realiza una operación centralizada. Es independiente de la propiedad y de los contratos comerciales de compra y venta de energía. Basada en costos variables o precios declarados. Es obligatoria para todas las centrales interconectadas Tiene por objeto abastecer la demanda en forma segura y al menor costo de operación.

La operación del sistema es coordinada por OPSIS, creada por las empresas eléctricas que conforman el SIN

Organismo

Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC)

Consejo Nacional de Operación

Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)

Comité de Operación Económica del Sistema (COES)

Cada empresa es responsable de su despacho y OPSIS sólo hace la coordinación del SIN

Centros de despacho De propiedad de la empresa propietaria del sistema troncal de interconexión (ENDE)

Centro Nacional de Despacho (CND). Depende de la empresa encargada del servicio de interconexión (ISA)

Centro Nacional de Control de Energía (CENACE)

En manos de la empresa de transmisión Etecen

OPSIS, empresas eléctricas

Supervisión y control CND CND y CRDs CENACE COES OPSIS Criterios de despacho de generación - Despacho óptimo para el

Criterios económicos de mercado

El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la demanda esperada con

Criterio económico. El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la

Criterio económico. El programa horario de generación se establece de tal forma que cubra la

Cada empresa tiene sus propios criterios. El programa horario de generación se establece

Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN país los recursos de

generación disponibles más económicos ofertados por las empresas, cumpliendo las restricciones técnicas y eléctricas de las unidades generadoras, de las áreas operativas y del SIN, y la asignación de la reserva de generación. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.

demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.

demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas. El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.

de tal forma que cubra la demanda esperada con los recursos de generación disponibles más económicos ofertados por las empresas El Despacho puede ser modificado por cambios en las condiciones de operación de los recursos del sistema.

Operación de interconexiones internacionales

Al presente a nivel de poblaciones fronterizas únicamente

Coordina el CND para el nivel de 230 kV. Para tensiones menores la operación es radial aislada.

CENACE COES OPSIS-Colombia CADAFE-Colombia

Precios regulados

• Precio Spot • Precio máximo a

consumidores regulados

• Precio máximo por uso de instalaciones de transmisión y distribución

• Precios spot Bolsa de Energía

• Cargos por transmisión

• Precio spot • Promedio de costos

marginales de corto plazo

• Pago de peajes para la utilización del sistema de transmisión

• Valor agregado de distribución para el consumidor final

• Precio Spot • Precio de generador

a distribuidor • Precio máximo a

consumidores regulados

• Cargos por uso de instalaciones de transmisión y distribución

• Precios totalmente regulados, con elevado grado de discrecionalidad, a excepción de EDELCA con sus Clientes Industriales


ITEM BOLIVIA COLOMBIA ECUADOR PERU VENEZUELA Aspectos de Comercialización

• Existe competencia a nivel de generación.

• Las normas tratan de compatibilizar el incentivo del ambiente competitivo con la necesidad de tener una operación coordinada por motivos de seguridad de abastecimiento y eficiencia económica

• Operación coordinada es obligatoria excepto la aún vigente exclusividad del mercado de la Ciudad de La Paz, otorgada en la concesión a la Generadora COBEE.

• Método de inyecciones y retiros de po-tencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.

• Libertad de precio para clientes mayo-res a cierto tamaño, precio máximo para clientes regulados.

• Acceso a clientes mediante pago por



• Operación coordinada es obligatoria (excepto centrales de menor tamaño)

• Transacciones originadas en la optimi-zación de la operación (mercado Spot) se realizan al costo marginal de corto plazo (precio spot).

• Método de inyecciones y retiros de po-tencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.

• Libertad de precio para clientes mayores a cierto tamaño,

• Se acepta competencia en la generación

• Operación coordinada obligatoria

• Transacciones producidas por despacho óptimo se valorarán por costo marginal de corto plazo

• Precios regulados valorados como el promedio de los costos marginales de corto plazo



• Operación coordinada es obligatoria (excepto centrales de menor tamaño)

• Transacciones originadas en la optimización de la operación (mercado Spot) se realizan al costo marginal de corto plazo (precio spot).

• Método de inyecciones y retiros de potencia y energía valorizados a precios spot establece la relación entre generación efectiva y compromisos contratados.

• Libertad de precio para clientes mayores a cierto tamaño,

Se deben mantener reservas de Áreas existentes Cada empresa utiliza un despacho óptimo individual

Cuadro 3. Matriz comparativa de los mercados de energía eléctrica de la CAN uso de sistemas de transmisión.

• No hay restricciones a la entrada de nuevos generadores al mercado.

• Precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo

precio máximo para clientes regulados.

• Acceso a clientes mediante pago por uso de sistemas de transmisión de terceros



precio máximo para clientes regulados.

• Acceso a clientes mediante pago por uso de sistemas de transmisión de terceros (ver transmisión).



Limitaciones a la participación de mercado

Un generador no puede tener más del un 35% de la capacidad instalada en el SIN.

• No hay.

Ninguna persona jurídica podrá controlar más del 25% de la potencia eléctrica instalada a nivel nacional

• No hay. Se han impuesto limitaciones a los postulantes en el proceso de privatización

• No hay.

Mercado mayorista de energía

• Mercado Spot y • Mercado de

Contratos

• Mercado spot (Bolsa de Energía)

• Mercado de Contratos (en calidad de comercializado)

• Mercado Spot • Contratos libres

• Mercado Spot • Mercado de

Contratos i) Precios libres ii) Precios regulados

• Mercado Spot y • Mercado de

Contratos

Mercado spot

Participan generadores, distribuidores (hasta el 20% de la demanda) y consumidores no regulados

Participan generadores, comercializadores y distribuidores

Participan los generadores, distribuidores y grandes consumidores

• Participan generadores solamente

Se transan excedentes y déficit entre generación propia y contratos

Participan los generadores, distribuidores y grandes consumidores

Cuadro 4. Descripción comparativa de los mercados de energía eléctrica del SIEPAC

ITEM PANAMA COSTA RICA NICARAGUA HONDURAS EL SALVADOR GUATEMALA

Regulación

Ley N° 26 de 29 de enero de 1996, por la cual se crea el Ente Regulador de los Servicios Públicos. Ley N° 6 de 3 de febrero de 1997, por la cual se dicta el marco regulatorio e institucional para la prestación del servicio público de electricidad Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central, del 30 de diciembre de 1996 y ratificado por la Ley N° 90 de 1998. Reglamento de Operación aprobado, resolución JD – 947 de 10 de agosto de 1998

449 de 1949: Ley del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) 7200 de 1990: Ley de Generación Eléctrica Autónoma o Paralela 7593 de 1996: Ley de la Autoridad Reguladora de Los Servicios Públicos 7848 de 1998: Aprobación de Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central

Ley de la Industria Eléctrica Ley N° 272 Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica Decreto N° 42-98 Reforma a la Ley Orgánica del INE. Ley N° 271

La República de Honduras estableció las condiciones de servicio de energía eléctrica mediante las Ley Marco del Subsector Eléctrico del año 1994 y el Reglamento de la ley expedido en el año de 1998.

Ley General de Electricidad, LGE, No. 843, del 10 de octubre de 1996, mediante la cual se regular las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones, SIGET, No. 808, del 12 de septiembre de 1996, la cual establece que la SIGET es una institución autónoma de servicio público. Reglamentos de la Ley General de Electricidad y de la Ley de Creación de la SIGET; Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central.

Ley General de Electricidad – Decreto 93 de 1996 Ley General de Electricidad. Acuerdo Gubernativo 256 de 1997 que tiene por objeto tratar las tarifas de distribución y peajes Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista. Acuerdo Gubernativo 299 de 1998 Normas de Coordinación Comercial y Coordinación Operativa. Normas Técnicas emitidas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica

Mercado de Contratos

Se pueden suscribir dos tipos de contrato

No dato Se pueden suscribir contratos de

Los generadores privados pueden

El Mercado de Contratos agrupa las

El Mercado prevé tres modalidades de


de Potencia o de Energía De acuerdo al objeto, existen dos tipos de contrato • De suministro De reserva

compraventa de energía eléctrica con distribuidores y con grandes consumidores, así mismo vender total o parcialmente su producción en el mercado de ocasión y exportar energía eléctrica. Existen dos tipos de contratos estipulados: Contratos de Suministro y de Generación

vender a la ENEE si ésta hace un llamado a Licitación Publica y se le adjudica al privado el contrato

transacciones de compraventa bilaterales que realizan los participantes del mercado, las cuales tienen condiciones y precios pactados libremente y puede llegar a representar hasta el 85% de la demanda total.

contratos: • Contratos por

diferencias con curva de carga.

• Contrato de potencia sin energía asociada.

• Contrato de potencia con energía asociada

Predespacho Determina el costo del combustible utilizando el programa SDDP, se consideran los costos de arranque y parada. Las generaciones forzadas no forman parte del precio. Los sobrecostos atribuibles a estas causas los determina el CND (Centro Nacional de Despacho) y los paga el causante (transmisión y/o distribución). cálculo de corto plazo

El Centro de Control de Energía efectúa la asignación física de la oferta de energía eléctrica a la demanda nacional y regional, definiendo las transacciones técnico - económicas óptimas de los actores del mercado (despacho económico con criterio nacional), incorporando las limitaciones físicas del sistema de transmisión (optimización de los flujos de electricidad

El Centro Nacional de Despacho de Carga –CNDC- realiza programaciones estacionales, semanales y diarias donde se modelan los compromisos contratados como ofertas y los requerimientos de oportunidad.. La programación estacional y semanal es indicativa. En el predespacho se producen los resultados para el día siguiente con resolución horaria,

En el despacho se consideran los costos térmicos calculados por fórmulas acordadas en cada PPA, con el costo de combustible e indexación a la inflación de U.S.A. y Honduras. El proceso de cálculo busca determinar el valor del agua usando el modelo SDDP (stochastic dual dynamic programming). El despacho es de resolución horaria y tiene un horizonte

El predespacho se realiza entre las 11:00 AM y las 4:00 PM para programar la operación del día siguiente con resolución horaria y con el objeto de cubrir la demanda a mínimo costo, El predespacho obtiene como resultados para cada período horario: el cubrimiento de la demanda prevista, los programas de racionamiento, las transacciones bilaterales, la

Semanalmente el AMM programa la operación óptima para la semana siguiente (de domingo a sábado). Este despacho está basado en los costos variables de las unidades generadoras térmicas o el precio de energía de los contratos a término (contratos de potencia con energía contratada) y el valor del agua de las centrales hidroeléctricas con embalse.


semanalmentecon horizonte de 168 horas (7 días). Todos los jueves a las 22 horas se hace el cierre de información de entrada y el viernes se emite el resultado final del predespacho

y operación de la red nacional).

indicando las ofertas de demanda flexible, ofertas de otros países, de autogeneradores y cogeneradores, precios horarios de energía previstos en el Mercado de Ocasión, ofertas de excedentes de potencia en el Mercado de Ocasión, ofertas de reserva fría y la asignación de servicios auxiliares

mensual. generación obligada, previsiones de congestión y el precio exante previsto del mercado regulador del sistema.

A nivel diario se prepara el despacho para el día siguiente, el cual tiene como objetivo minimizar el costo de operación a nivel horario considerando pérdidas, restricciones y las modificaciones en los aportes de agua. Está disponible a todos los agentes a las 16 horas del día anterior a la operación.

Redespacho son diarios y se ejecutan hasta completar el horizonte semanal

No dato En caso de presentarse desvíos significativos al predespacho en el seguimiento de tiempo real, el CNDC debe ajustar los valores previstos para el resto del día y realizar un nuevo despacho, denominado redespacho.

Los redespachos se realizan por falla de unidades, interrupción de programas de compras al exterior, de acuerdo con los costos de las unidades y tomando en cuenta las limitaciones técnicas de las mismas.

Ante situaciones excepcionales que puedan alterar el orden de aceptación de las ofertas, ante requerimientos operativos de calidad y seguridad, restricciones operativas o condiciones de emergencia o alerta. La UT procederá a hacer un redespacho para los períodos restante del día.

Están contemplados los redespachos por cambios significativos entre las previsiones del despacho y las condiciones reales. (Cambios en la demanda de ±5%, salida de unidades que afecten el margen de reserva, sobrecargas en la red de transmisión y posibilidad de vertimientos).

Posdespacho Se realiza a las 15 horas del día siguiente a la operación y el análisis comercial se

No dato El CNDC envía a los agentes los resultados comerciales de la operación indicando:

No dato Al finalizar cada día la UT determina los resultados indicativas del mercado utilizando medidas

Arroja a las 16 horas del día siguiente a la operación, el Precio de Oportunidad horario de la energía,


realiza hasta las 18 horas incluyendo los cambios diarios La importación participa en la formación del precio de la energía en el Mercado Ocasional como una generación adicional en la interconexión internacional.

Valores preliminares de precios horarios de energía en el Mercado de Ocasión, generación marginal, estimación de las transacciones de energía y potencia en el Mercado de Ocasión, precio diario de la potencia en el Mercado de Ocasión.

de los valores de demanda, disponibilidad y restricciones de la operación real y el precio de la energía para dicho día. La liquidación definitiva la realizan con las lecturas de contadores y para las transacciones del mercado de oportunidad.

el costo de los Servicios Complementarios y la asignación a los participantes del Mercado Mayorista. El costo total de operación es la suma de los costos variables, costos de energía no suministrada y sobrecostos por compra mínima obligada en los contratos existentes.

Transacciones Internacionales

El precio nacional sólo es afectado por la importación. Hay dos precios, uno nacional (sin importaciones) y uno regional (con importaciones). El generador o vendedor internacional se remunera a su precio de oferta (no el de bolsa).

El precio de las transacciones internacionales es el costo de oportunidad que el ICE determine.

Las exportaciones realizadas mediante contratos serán consideradas como demanda en la frontera y las importaciones por contratos se considerarán como una generación en frontera, por tanto modifican los precios del mercado.

No dato No dato Las transacciones internacionales se incluyen en el proceso de despacho así: • Las ofertas de

importación entran como unidades generadoras y están sujetas al despacho con su precio de oferta.

La demanda de exportación se agrega a la demanda nacional. Es abastecida por despacho y el precio es único.

Mercado Mayorista esquema de mercado mayorista

Sin Mercado (Centralizado)

Esquema de Mercado Mayorista

Sin Mercado (Centralizado)





Ente Regulador de Los Servicios Públicos (ARESEP)

Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARSP)

Instituto Nicaragüense de Energía (INE)

Comisión Nacional de Energía (CNE)

Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET)

Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE)

Operador del Sistema Centro Nacional de Despacho (CND)

Instituto Costarricense de Electricidad (ICE)

Centro Nacional de Despacho de Cargas (CNDC)

Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE)

Unidad de Transacciones (UT)

Administrador Mercado Mayorista (AMM)

Mercado de Oportunidad

Mercado Ocasional

No dato Mercado de Ocasión No dato Mercado Regulador del Sistema

Mercado Spot

Precio o Costos Costos Variables No dato Costos Variables ó Precios de contratos PPA´s

No dato Precios Costos Variables ó Precios de contratos

Criterios de Despacho

Minimizar costo de Operación

No dato Minimizar costo de Operación

No dato Minimizar desviaciones de los contratos

Minimizar costo de Operación

Precios nodales Uninodal

No dato Uninodal

No dato Multinodal (Áreas de congestión)

Uninodal

Precio de mercado de corto plazo

Ex post

No dato Ex post

No dato Ex post

Ex post

Programación de la Operación

Estacional, semanal y diaria

No dato Estacional, semanal y diaria

No dato Diaria

Estacional, semanal y diaria

Productos y Servicios intercambiados en cada mercado

• Potencia • Energía • Servicios

Transmisión • Servicios

Auxiliares • Servicios de

Operación y Administración

Servicios comprador principal.(Finaliza en 2002)

No existe mercado. ICE es empresa pública integrada verticalmente

• Energía • Potencia • Servicio de

Transmisión • Servicios

Auxiliares Servicios de Operación, Despacho y Administración del mercado

No existe mercado. ENEE es empresa pública integrada verticalmente

Energía Servicios de Transporte y Distribución Servicios Complementarios

Potencia Energía Servicios de Transporte Servicios Complementarios

6. CONCLUSIONES

Todas las siguientes conclusiones corresponden a la definición del problema y a la primera

solución de este trabajo, los cuales están plasmados en los capítulos anteriores de la

maestría.

6.1 GENERALES

Si la integración produce beneficios netos, su realización es conveniente. Si de manera

concurrentemente sus impactos distributivos son perjudiciales, la integración mantiene su

bondad pero la que resulta inadecuada es su regulación. En este último caso, la

importancia de una diferenciación conceptual clara es que los esfuerzos de los sectores

afectados converjan en la necesidad de una modificación regulatoria y no en la oposición

a los procesos de integración.

Como se ha demostrado a nivel mundial con las integraciones regionales vigentes (Norte

América, Países Nórdicos, Comunidad Económica Europea), aunque reporten beneficios

globales, la reasignación de ingresos proveniente de la misma no necesariamente favorece

a todos los actores, pudiendo perjudicar a algunos o generar desarrollos débilmente

sustentables. Esta oposición entre beneficios globales y algunos ingresos sectoriales

puede originar resistencias en los actores, la comunidad y/o gobiernos, promoviendo

barreras a las integraciones.

Las experiencias recogidas evidencian que las integraciones que producen beneficios

globales pueden provocar perjuicios unilaterales a actores o países, lo que señala la

conveniencia de prestar atención a los mecanismos de asignación de los beneficios. En

caso contrario, los países o actores perjudicados pueden generar resistencias al proceso de

192

integración, no por la carencia de beneficios, sino por la distribución irracional de los

mismos.

En los casos en los que la libre disponibilidad del recurso y el libre acceso a los

mercados dan preferencia a los operadores privados en las decisiones sobre recursos

energéticos no renovables, probablemente sea conveniente que las políticas oficiales

regulen los volúmenes de reservas y niveles de producción asignables a la exportación,

así como la asignación de costos internos de transporte a la exportación y el consumo

doméstico.

Es importante diseñar políticas nacionales, mecanismos de mercado y medidas gu-

bernamentales que alienten iniciativas de los operadores privados en favor de proyectos

de integración energética, y atiendan a principios de equidad en la distribución de los

costos, esto puede inducir la creación de barreras a la integración por parte de los actores

privados. Estas resistencias pueden manifestarse pasiva o activamente. En el primer caso

significa la falta de iniciativa privada respecto a la integración, en el mercado en los que

esta iniciativa es crecientemente priorizada. En el segundo, una oposición activa por los

canales disponibles, destinada a desalentar actividades que les acarrean perjuicios. En el

conjunto de actores cabe señalar principalmente los generadores y los transportadores,

ya que los distribuidores prácticamente no son afectados.

Los consumidores también pueden recibir impactos importantes y pueden desarrollar

presiones contrarias a la integración. Adicionalmente, las autoridades públicas no

pueden desconocer impactos que afectan sectores importantes de la comunidad y, en

cierta medida, el desarrollo estratégico del país.

Para evitar la conformación de situaciones de dominio del mercado que puedan atentar

contra la libre competencia o contra la posibilidad de realización de transacciones

internacionales, o que puedan infringir restricciones de integración de actividades, los

entes reguladores de los mercados regionales deben intercambiar regularmente

información que permita la igualdad de condiciones.

193

La integración de mercados es un factor vital y permite que exista mayor dinámica de las

economías de los países de Centro y Sur América.

Los beneficios de la Integración superan ampliamente los costos de inversión en transporte

requerido, tanto si se evalúan los ahorros operativos, como si se considera el precio de la

energía obtenido en un ambiente de mercado.

Es posible desarrollar una institucionalidad regional (SIEPAC – CAN) que permita la

convergencia regulatoria y facilite la captación de los beneficios de la integración, así como

el fortalecimiento de los mercados nacionales.

En el corto plazo es posible lograr incrementar los beneficios de las interconexiones

existentes o previstas eliminando algunas barreras actuales a las transacciones de energía

ocasionales (intercambio de oportunidad) y de largo plazo (intercambios firmes).

Se considera que las barreras tecnológicas y económicas son las más fáciles de vencer, en

cuanto a las legales, estas deben ser tratadas adecuadamente, para lo cual se debe trabajar

en ese sentido con base en acercamientos entre los actores de los mercados.

Entre las características más importantes de un determinado proyecto de interconexión está

el que sea calificado como “Financieramente Viable” vinculado a la capacidad de pago.

Esto conduce a determinar que el éxito de un cierre financiero en la calificación de un

proyecto de interconexión deberá contar con el compromiso de las comercializadoras y/o

distribuidoras de la energía frente a la operación y explotación de la energía que transfiere.

6.2 COMUNIDAD ANDINA DE NACIONES

La CAN como mercado solo posee una sola integración, la cual es de carácter binacional

(Colombia-Ecuador). Con la entrada en funcionamiento de la interconexión eléctrica

Ecuador - Perú a 230 kV permitirá dinamizar el mercado regional y darle a este un

carácter de permanente.

194

Se necesita de una verdadera voluntad política por parte de los gobiernos de Venezuela y

Bolivia para lograr una verdadera integración regional de los países que conforman la

CAN y lograr que los establezcan en una posición privilegiada como el mercado del

SIEPAC.

Se debería establecer por un despacho integrado de todos los recursos y de liquidación

uniforme de las transacciones comerciales, pero esto sólo es viable una vez que se

produzca la integración de los mercados. La regulación en la CAN debe orientarse, por lo

tanto, en permitir y facilitar transacciones de ambos tipos (a término y spot) entre los

diferentes países, para que se puedan obtener los beneficios esperados del intercambio

internacional de electricidad.

Se deben adoptar las reglas uniformes que permitan la implementación de las

transacciones spot internacionales, mediante la coordinación de los despachos entre los

diferentes operadores de los países y el manejo de la asignación de la capacidad de las

interconexiones para este tipo de transacción.

En tanto los sistemas de administración y operación de los mercados se basen en

despachos económicos centralizados, las transacciones de importación y exportación a

través de contratos a término son instrumentos financieros que no garantizan el

suministro físico, por lo que no deberían considerarse para la asignación y pago del cargo

por capacidad, respectivamente. En concordancia con el objetivo de la integración de los

mercados, sería conveniente unificar el mecanismo de cálculo y asignación del cargo por

capacidad, para los enlaces internaciones, la asignación y pago del cargo por capacidad

debe hacerse de acuerdo con los flujos físicos.

La existencia de procedimientos de mediación y arbitraje claros y de mecanismos de

resolución de conflictos, disminuye el riesgo de las contrataciones internacionales y

facilita su realización, especialmente por parte de agentes privados.

El Acuerdo para la Interconexión de Sistemas Eléctricos y el Intercambio Regional de

Electricidad sea circunscrito dentro del Acuerdo de la Comunidad Andina, con el fin de

195

que pueda tener fuerza jurídica y para que los conflictos derivados de la interconexión de

los sistemas eléctricos y de las transacciones internacionales estén bajo la jurisdicción del

Tribunal de la Comunidad Andina.

Para lograr el cumplimiento coordinado del Acuerdo por todos los países suscriptores,

resulta más expedito y con mayor respaldo jurídico internacional, realizarlo como una

Decisión de una Comisión Ampliada de la Comunidad Andina, para lo cual se requiere

incluir a Bolivia en el proceso.

La autosuficiencia eléctrica como región estaría asegurada si se aprovechan las grandes

fuentes energéticas existentes, lo cual liberaría recursos para otras actividades (como

ampliar cobertura). Los países miembros de la CAN cuentan con alto potencial

hidroeléctrico debido a su topografía.

Los países miembros están interesados en la integración pero sus acciones no se condicen

con este comportamiento, ya que todos los países están expandiendo la actividad de

generación con la construcción de nuevas plantas, en función de los planes de expansión

del sector energético de cada uno de ellos que más bien suponen la utilización exclusiva de

los recursos naturales internos para satisfacer sus respectivas demandas. Además, en

muchas legislaciones la comercialización de energía eléctrica dentro de la CAN es para los

excesos de oferta existentes en cada país, luego de cubrir la demanda interna.

La integración física de la red y la estandarización técnica (que pasa por los niveles de

tensión de la red de transmisión) es la menor de las barreras a superar, la dificultad mayor

está en superar las barreras legales lo cual implica cambiar estructuras organizacionales ya

establecidas en cada país (y, por lo tanto, enfrentamiento con grupos de interés) y la

historia siempre ha mostrado a estos cambios como procesos muy largos en términos

temporales y muchas veces bastante violentos.

Las barreras a la integración eléctrica son superables en términos técnicos; sin embargo, en

términos legales las barreras resultan ser bastante difíciles de cambiar ya que se trata de

cambiar formas organizacionales establecidas, esto se ve claramente en la normatividad de

196

regulación en cada país. Si sucede tal cambio, no existe impedimento alguno a la

integración dado que las condiciones materiales están bastante definidas y claras. Por lo

tanto, lo más probable es que la integración eléctrica plena sea realidad en un período

bastante largo de tiempo.

El impulso de la integración eléctrica, ya está dado por una empresa estatal que tiene como

objetivo la integración eléctrica entre América del Sur y el Caribe. Las interconexiones

eléctricas operativas en la CAN como son Cuestecitas – Cuatricentenario 150 MW y San

Mateo - Corozo 85 MW (Colombia - Venezuela), Jamondino - Pomasqui 250 MW e Ipiales

– Tulcán 35 MW (Colombia - Ecuador); en el 2005, Zorritos - San Idelfonso 250 MW

(Perú - Ecuador) y en el 2007, Colombia – Panamá 300 MW. Todas ellas con participación

de ISA, permitirán flujos más grandes de energía ya que se trata de redes con capacidad de

trasmitir grandes potencias. La interconexión entre estos cuatro países es prácticamente una

realidad, pero es necesario superar, sobretodo, las barreras legales que implican cambios de

formas organizacionales propias de cada país.

6.3 PAÍSES DE AMÉRICA CENTRAL

El SIEPAC es un mercado en proceso de maduración, mucho más avanzado que la CAN,

lo cual exige que se haga un estudio mas a fondo de una metodología que permita la

transacción de energía entre los dos mercados regionales, dicha mitología se debe

explorar basándose en las experiencias internacionales de los mercados que se encuentran

en funcionamiento.

Al evaluar los aspectos fundamentales de los distintos países se observa que Panamá,

Nicaragua y Guatemala tienen una estructura similar y compatible en los temas del

predespacho, despacho y posdespacho; además, en el tratamiento de energía y potencia.

En Guatemala, Nicaragua y Panamá el despacho se efectúa con criterio de mínimo costo,

donde los generadores térmicos declaran costos variables y el valor del agua es el

197

resultado de modelos de coordinación hidrotérmica. En el Salvador el despacho es de

contratos, los cuales tiene asociados ofertas de flexibilidad.

En Guatemala, Nicaragua y Panamá existe un mercado de corto plazo en el que converge

toda la demanda y oferta. En El Salvador existe un Mercado Regulador (MR) el cual

ajusta los contratos cuando por restricciones no sean despachados.

En Guatemala, Nicaragua y Panamá existe un planeamiento de mediano y largo plazo, el

cual provee señales en el despacho diario. En el Salvador no hay un planeamiento

obligatorio ni de mediano ni de largo plazo, se supone que los contratos proveen las

señales adecuadas para garantizar la confiabilidad de mediano y largo plazo.

En El Salvador, Guatemala, Panamá y Nicaragua se definen los compromisos comerciales

a posteriori de la operación real, una vez conocida la demanda y disponibilidad real.

En El Salvador, al igual que los contratos nacionales, los contratos de importación son de

carácter físico. En Nicaragua, Guatemala y Panamá los contratos de importación se

despachan según sean requeridos por mérito económico en el despacho nacional.

Nicaragua y Guatemala imponen que su mercado de corto plazo no puede ser usado para

cubrir contratos de importación internacional. Los contratos de importación son

producción adicional convocada en el nodo de frontera y en caso de resultar despachada

económicamente son de cumplimiento obligatorio.

En Nicaragua, Panamá, El Salvador y Guatemala, se pueden efectuar ofertas de

oportunidad internacionales, las cuales son administradas directamente por el Operador

del Sistema nacional. En Costa Rica y Honduras todos los contratos internacionales son

manejados directamente por la empresa estatal.

En Nicaragua, Panamá, El Salvador y Guatemala los contratos de exportación son de

carácter financiero, es decir, son una demanda adicional a atender que no asegura el

despacho de los recursos del agente vendedor, depende del despacho económico diario.

198

En general todos los países prevén el suministro de Servicios Auxiliares por parte de sus

agentes. Existe la necesidad de mantener reserva de potencia de corto, mediano y largo

plazo, la cual está relacionada a su vez con la remuneración por potencia en Guatemala,

Panamá y Nicaragua. En Guatemala existe un mercado de corto plazo (Mercado de

Desvíos de Potencia) donde se transa potencia de oportunidad, similarmente en Panamá

existe un Mercado de Reserva de potencia.

Existe en todos los países una reglamentación que prioriza la atención de la demanda

nacional sobre cualquier compromiso internacional, lo cual pone en igualdad de

condiciones a la región en este tema.

7. RECOMENDACIONES

Es fundamental propiciar la armonización y sistematizar los marcos legales, regulatorios,

políticos y técnicos de los países de la Región Andina con el objetivo de promover la

ejecución de los Proyectos de Interconexión Eléctrica en la región, como también es

necesario continuar el análisis técnico – financiero a fin de determinar las mejores

alternativas para la recuperación de las inversiones necesarias para los proyectos de

interconexión. Además, se debe determinar su impacto en la fijación de las tarifas de


Las Interconexiones Eléctricas deberán guardar coherencia con la expansión y también

sustentarse en la capacidad de las redes de subtrasmisión y distribución existentes en cada

uno de los países de la región.

Los organismos de regulación de cada uno de los países involucrados en SIEPAC y CAN,

deben proceder a buscar una armonización de la normatividad en cuanto a:

− Tratamiento de las transacciones de energía (importaciones y exportaciones).

− Remuneración de los sistemas de transmisión involucrados en cada una de las

interconexiones.

− Calidad, seguridad y confiabilidad del sistema integrado.

− Pérdidas, congestión, tránsitos de energía, conexiones y refuerzos de la red.

Establecer un régimen tributario y arancelario que faciliten los intercambios de energía

eléctrica, considerando las particularidades de las transferencias. En este aspecto, la CAN

debe ser el organismo integrador de las políticas arancelarias y tributarias generales

cumpliendo con el marco del Mercado Regional Andino.

200

Establecer el alcance de los eventos de fuerza mayor y otros eventos causantes de

indisponibilidades de las interconexiones, en las legislaciones de cada uno de los países y

armonizarlos específicamente para las transacciones de importación y exportación de


El estudio del problema del capítulo 4 y de la matriz comparativa del SIEPAC y CAN del

capítulo 5 ha mostrado que existen también otros aspectos en el mercado regional que se

deben profundizar, los cuales serán motivo de estudios posteriores, como:

− Aspectos fiscales: aplicación de impuestos, tasas, derechos u otros a la

comercialización de la energía que no altere o distorsione las señales económicas en el

proceso de exportación - importación. También, se debe establecer esquemas y hábitos

tributarios que favorezcan la investigación y desarrollo tecnológico en materia

energética, para alcanzar un mercado de energía integrado, el cual debe tender a

conformar un “marco tributario común”.

− Aspectos derivados de la legislación ambiental: debido a la diferencia de niveles de

exigencia y criterios en cada país en materia ambiental, se deberá armonizar las

disposiciones legales y resaltar los premios y penalidades.

− Aspectos de situación jurídica: respetar los convenios establecidos con anterioridad,

armonizando los diversos grados de modernización del sector eléctrico (desregulación

y privatización) de los países de la región al momento de enfrentar la integración, es

decir, demostrar a “propios y extraños“ una seguridad jurídica.

− Aspectos regulatorios: definir de manera clara y efectiva la aplicación de la

normatividad, sistemas de control, arbitraje y regulación en materia de compra y venta

de energía a escala internacional en la región y subregión, debido a la existencia de

diversos marcos regulatorios en la actualidad. Analizar riesgos derivados de los

cambios de las reglas de juego por injerencia de tipo político en cada país.

Adicionalmente, alcanzar condiciones de consenso para alternativas de solución,

201

encaminado hacia la creación de un marco regulatorio común a largo plazo o al menos,

una agenda de convergencia regulatoria. También, se debe conocer la información

sobre las limitaciones de seguridad de transporte de energía en cada país.

− Aspectos técnicos: luego de conocer la información verídica sobre las limitaciones de

transporte de energía en cada país, se deberá proceder a armonizar las normas técnicas,

modos de operación, reglamentos de transmisión y de interconexión, coordinando

efectiva y eficientemente los despachos de energía nacionales y otras operaciones que

refuercen la seguridad y confiabilidad de los sistemas eléctricos involucrados en la

interconexión. También, homologar los equipos de medición en los puntos de frontera,

definiendo los niveles de tensión de interconexión, normatividad de seguridad, garantía

de potencia y calidad del suministro. Estos factores se deberán incluir en un análisis

conjunto de prioridades, de acuerdo a las interconexiones físicas que se requieran para

la toma de decisiones en la puesta en servicio de las instalaciones.

− Aspectos económicos: información reciproca de precios, tarifas, peajes de transporte y

otros que inciden en la exportación - importación de la energía. Además, acciones

demostrativas de eliminación real de subsidios. También, definir los requerimientos

comerciales y las políticas de cobro y pago para minimizar los riesgos financieros.

− Aspectos de infraestructura: se deberá identificar tres tipos de infraestructura: de

transformación, de transmisión y distribución. Muchos de estos obstáculos pueden ser

eliminados, si se actúa bajo un espíritu de total transparencia y un habito de consulta

mutua de los países implicados.

− Aspectos de política energética: Unificar políticas energéticas e instrumentos que

favorezcan la integración y que conduzcan hacia una autentica internacionalización de

los mercados. Se deberá buscar una voluntad política de cada país, con prioridad en

materia de obras de interconexión que permita potenciar los binomios:

202

• Producción - Consumo

• Competencia - Cooperación

− Aspectos de información: crear mecanismos bilaterales o multilaterales de sistemas

de información reciproca que mantengan atributos tales como: transparencia, libre

acceso y libre intercambio.

− Aspectos de funcionamiento del intercambio de energía: definir de manera clara los

roles en todos los ámbitos enunciados bajo el siguiente esquema:

• País importador

• País exportador

• País de tránsito

− Otros aspectos: situaciones de irregularidad presentes en países, donde las

instalaciones eléctricas, oleoductos, gasoductos, estaciones de comunicación y demás,

constituyen objetivos terroristas con la consecuente paralización y afectación de los

servicios.

Existen varias líneas de acción comercial, las cuales están encaminadas a facilitar el

comercio transfronterizo, como:

− Tarificación transfronteriza organizada como un mecanismo de compensaciones entre

sistemas.

− Gestión de congestiones.

− Desarrollo de nuevas interconexiones.

− Armonización de los criterios para el cálculo de las tarifas nacionales.

− Asignación de los costos de transmisión, en:

• Acceso a nivel Latinoamericano con cargo locales en generadores y usuarios.

203

• Compensaciones entre sistemas por el uso externo de las redes.

• Armonización de las tarifas locales en generadores y usuarios.

• Armonización en su cuantía y estructura.

• Señales de localización adicionales.

• Idealmente, tarifas de transmisión únicas

− Nuevas inversiones en las redes de transmisión e interconexión

• Necesidad de alcanzar un nivel mínimo de interconexión.

• Debe existir un esquema de promoción de las nuevas inversiones.

• El papel fundamental correspondería a la inversión regulada/planificada que

sería propuesta por los operadores de los sistemas y que sería autorizada por

los reguladores e incluida en el mecanismo de compensaciones entre

sistemas.

En este trabajo se ha puesto la base investigativa, con los elementos debidamente

dasagregados y jerarquizados y en general se ha efectuado una exploración de algunos

temas específicos, sin embargo estos temas deberán ser tratados con mayor profundidad y

con una solución más definitiva en la investigación de la maestría de los autores y también

en futuros trabajos de investigación sobre integración de mercados eléctricos en el

seminario de la maestría en ingeniería con énfasis en transmisión y distribución. Estos

tópicos serían:

− Tipos de Transacciones de energía

• de Oportunidad o Spot Internacionales

− Agentes participantes

• eliminar barreras técnicas, regulatorias y comerciales

− Precios de Generación

• eliminar discriminación de precios

204

− Cargos Adicionales

• igual tratamiento para servicios complementarios

− Cantidades Exportables de energía

• eliminar limitaciones de carácter comercial

− Tratamiento de Restricciones (congestión redes)

• no discriminatorio de un país participante

− Tratamiento de la Transmisión de energía

• Tránsitos de energía

• Pérdidas

− Remuneración de Potencia eléctrica

• incorporar demanda y ofertas internacionales

− Libre acceso y remuneración de las interconexiones

• derechos financieros, no de uso

− Régimen Impositivo

• evitar aranceles y subsidios (distorsión del mercado)

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Documents

DE LA INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE …sticas de la producción en Ecuador 145 Figura 40. Características del sistema interconectado nacional 146 Figura 41. Características de