SANDRA STELLA FONSECA

TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

INTEGRACIÓN REGIONAL

XXXXXX XXXXXX XXXXXXX

Noviembre de 2003

TEMAS

 INTEGRACIÓN

 Principios Generales

 Mecanismos

 ASPECTOS OPERATIVOS DE TIE

 ASPECTOS COMERCIALES DE TIE

 ARMONIZACIÓN Y UNIFICACIÓN REGULATORIA

 COMERCIALIZACIÓN:

 Contratos bajo el esquema de TIE

 UNIFICACIÓN DE MERCADOS

 RETOS

Introducción

 Consolidar un mercado integrado:

 Aplicar directamente principios económicos universalmente aceptados

 Optimizar el uso de la infraestructura existente

 Dar señales de expansión en Transmisión y Generación Eficientes

 Ampliar e integrar la oferta y la demanda regional

 Incentivar y optimizar la inversión en la región

 Optimizar los recursos en el mercado con criterios de beneficio general

 Priorizar transacciones de corto plazo

 Asegurar el libre acceso a los enlaces internacionales

 Crear un mercado común para intercambio con otros mercados: Alca, Mercosur y Siepac

 Integración vs Comercio bilateral

INTRODUCCIÓN

 Integración Regional de Mercados Eléctricos:

 Política de los Estados, estrategia de integración

económica en el campo energético.

 Trabajo previo, conjunto, para desarrollar las bases de la integración.

 La Decisión CAN 536 de 2002

 Xxxxx General, supranacional, obligatorio y de inmediata aplicación por los países miembros.

 Aplicación de criterios económicos generales para beneficio general y no individual.

 Piso jurídico para desarrollar una regulación que permita transacciones internacionales de electricidad entre los países miembros de la Comunidad Andina.

BASES INSTITUCIONALES

 Desarrollo técnico, consensual, de largo

plazo.

 Coordinación efectiva entre los gobiernos, instituciones y organismos, tanto a nivel nacional como regional.

 Compromiso directo de los organismos reguladores.

 Coordinación para la adopción de normas, operación conjunta, y liquidación de cuentas.

Antecedentes

 Acuerdo Interministerial para la Interconexión

Regional de los Sistemas Eléctricos y el Intercambio Internacional de Energía, suscrito por los Ministros de Energía de los países miembros de la Comunidad Andina (2001).

 Propuesta de Armonización Normativa para las Interconexiones Internacionales y los Intercambios de Electricidad, para llevar a la CAN, aprobada por los Ministros de Energía (2001).

 Reuniones de organismos reguladores del sector eléctrico de los países miembros de las CAN (2001- 2003)

 DECISIÓN CAN No. 536: Xxxxx General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad (Diciembre 19 de 2002)

Principios y Beneficios

Bajo principios de libre competencia, acceso no

discriminatorio a las redes de transporte y reciprocidad en el tratamiento, se busca establecer un mercado integrado de energía eléctrica en el largo plazo entre los países

miembros de la Comunidad Andina. traduce en los siguientes beneficios:

Esto se

 Sistemas regionales interconectados robustos

 Comercialización de energía entre los sistemas en el corto plazo.

 Utilización óptima de recursos energéticos

 Complementariedad energética: seguridad y confiabilidad en el suministro eléctrico

 Dinamización de la demanda

Reglas Fundamentales: Decisión 536 Diciembre 19 de 2002)

 Establece el Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad

 No mantendrán discriminaciones de precios entre sus mercados nacionales y los mercados externos, ni entre agentes internos y externos, tanto para la demanda como la oferta de electricidad

 Garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional

 El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado. Ningún contrato comercial de compraventa de energía podrá influir en este despacho

 Establecerán los mecanismos para la remuneración de la actividad de transporte en los enlaces internacionales

 Asegurarán condiciones competitivas en el mercado, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abuso de posición dominante

 Permitirán las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo

 Permitirán la libre contratación entre los agentes xxx xxxxxxx de los países

 No se concederá ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones

 No se impondrán aranceles ni restricciones específicas a las importaciones y exportaciones

 Los precios en ambos extremos de los enlaces internacionales servirán para valoras las TIE, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos

PRINCIPIOS GENERALES

• La armonización regulatoria entre los países, requiere de la aplicación directa de principios de mercados, universalmente aceptados.

• Su puesta en marcha permite:

 Dinamizar la demanda

 Promover la comercialización

Oportunidad de Negocio

Optimización de recursos

 Generar mayor competencia

 Incentivar la inversión

 Generar señales eficientes de expansión: Generación y Transmisión

 Sistemas regionales interconectados robustos.

 Seguridad y confiabilidad en el suministro eléctrico

 Precios Eficientes y Menores costos

Decisión 536 – Reglas Fundamentales

Tratamiento simétrico para la

No Discriminación y libre acceso a

Demanda y Oferta de electricidad tanto para los mercados nacionales y externos.

Las redes

Asegurar condiciones competitivas en el mercado, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes

Eliminar la vinculación entre el flujo Físico y los contratos de compraventa de Electricidad.

Uso físico de las líneas será consecuencia del despacho económico

coordinado

MECANISMOS

TRANSACCIONES DE ELECTRICIDAD DE

CORTO PLAZO

Libre acceso a los enlaces internacionales

La oportunidad para conformar un Mercado Integrado de Electricidad y obtener beneficios

económicos y un sistema confiable

Transacciones Internacionales de Electricidad - TIE

El modelo:

 Transacciones horarias realizadas entre los sistemas eléctricos de los países involucrados.

 Originadas por el despacho

País A

País B

económico coordinado.

 Producto de las diferencias de precios reportados por los países en los nodos fronteras.

 Canalizadas a través de Enlaces Internacionales.

 No condicionadas a la existencia de excedentes

 Limitadas por la capacidad de los enlaces internacionales.

Nodo A

Sistema A

PA > PB

PA < PB

Nodo B

Sistema B

Transacciones Internacionales de Electricidad

- TIE

 Beneficios Prácticos:

 Optimización inmediata del uso de los enlaces internacionales

 Maximización de beneficios económicos para el mercado integrado: precios eficientes y menores costos

 Mayor competencia entre los agentes generadores en el mercado

 Mejores señales de expansión en el largo plazo

 Mayor confiabilidad

 Mayor eficiencia operativa y administrativa

RENTAS DE CONGESTIÓN

Rentas económicas que se originan por las diferencias de precios que se tienen en los extremos de enlaces internacionales congestionados.

Son de carácter temporal y dependen de las expansiones en transmisión

Beneficios Económicos para la demanda derivados de las TIE

Por efecto de las exportaciones, compensación

a los usuarios con recursos provenientes xx xxxxxx de congestión por:

Simetría frente a los extracostos debidos a congestiones en la red de transporte: restricciones.

Posibles incrementos en los precios de la bolsa interno de electricidad

El beneficio se refleja en un menor costo de restricciones.

Por efecto de las importaciones, el costo de generación para los usuarios se reduce.

Beneficios Económicos para la Oferta derivados de las TIE

Para el generador atender una demanda internacional a

través de la bolsa es transparente.

Para el generador atender una demanda internacional a través de la bolsa es transparente.

 Mayor demanda a atender: Nuevas Oportunidades de Negocio.

 Posible incremento en el precio de bolsa.

 Señales de expansión del parque de generación

 Posible incremento en el precio de bolsa.

 Señales de expansión del parque de generación

 Pago garantizado de la energía exportada por Colombia

 Mayor disponibilidad para las plantas y su impacto en los mecanismos de remuneración .

Beneficios Económicos para los Transportadores

Se dan señales de expansión de enlaces.

Adecuada señal de remuneración de las líneas de interconexión

Uso del 100% de los enlaces en los mercados integrados regulatoriamente.

Aspectos Operativos

DESPACHO ECONÓMICO COORDINADO

 Proceso para obtener el programa horario de generación de los recursos del SIN despachados centralmente.

 Se efectúa con el criterio de minimizar el costo de atender la demanda.

 Considera transferencias por los enlaces internacionales con otros sistemas despachados económicamente.

Participantes en las TIE

 Operadores: CND (Colombia), CENACE (Ecuador), COES (Perú), OPSIS (Venezuela).

 Administradores: ASIC (Colombia), CENACE (Ecuador), COES (Perú), CNG (Venezuela).

 Agentes

 Transportadores

SSEECCUUEENNCICAIA

 8:00 horas cerrará la bolsa con la oferta de precios y la declaración de disponibilidad por parte de los generadores.

 8:00 – 13:00 horas. El CND:

 Ejecuta un despacho económico programado con el cual seatenderá la demanda doméstica, de acuerdo a las normas que regulan esta materia.

 Calcula para efectos de decidir una importación el máximo precio al que estaría dispuesto a comprar el sistema colombiano (precio máximo de importación) y la curva horaria de precios de oferta para cada nodo frontera, la cual servirá para que el sistema del otro país decida sus importaciones.

•13:00 – 15:05 horas. El CND:

 Programa las TIE

 Cálcula del Precio de Bolsa para demanda no doméstica (Contratos Bilaterales Físicos)

 Hace pruebas de disponibilidad

PRECIO DE IMPORTACIÓN

PIi = Precio_Bolsa_e – Cargo de Conexión Coli

 Estimación diaria

 Cálculo horario

 Precio marginal de un Despacho Ideal sin incluir exportaciones

 Descontando cargo por conexión, si lo hubiere.

Precio de Oferta de Exportación en el Nodo Frontera

 Estimado horariamente por

el CND, utilizando una curva escalonada de precios de oferta para cada Nodo Frontera, que refleje los incrementos en cantidades de electricidad (QX)

 Piso: Capacidad remanente

PONEQx

PONE Qx3

del Generador Marginal PONE Qx2

 Techo: Capacidad Máxima de Exportación del Sistema

 Incluye la totalidad de los costos asociados con la entrega de la electricidad en el Nodo Frontera

PONE Qx1

Qx1

Qx2

Capacidad MW

Enlace i

Precio de Oferta de Exportación en el Nodo Frontera

PONEQX,i =

Precio_Bolsa_e,QX,

+ Costo_Medio_Restricciones_e

+ Costo_Restricciones_del_Enlace_e,QX,i

+ Cargos_Uso_STN_e

+ Cargos_Uso_STR_e,i

+ Cargos_Conexión_Col_QX,i

+ Cargos_CND_ ASIC_e,

+ Costo_Pérdidas_STN_e,Qx,i.

El precio de exportación así construído es una señal de eficiencia para los agentes que incentiva su participación en el mercado con precios competitivos.

Precio de Bolsa

El Precio de Bolsa_e QX que se cálcula a partir de un Despacho Ideal, considera:

La demanda total: doméstica más los incrementos de oferta de electricidad QX

Las características técnicas de los recursos de generación

La disponibilidad y precios de oferta declarados por los generadores

No tiene en cuenta las rectricciones del SIN.

Programación de las TIE

Realizada diariamente por el CND a través de un

Despacho Económico Coordinado, que se itera máximo 3 veces, entre las 13:00 y 14:30 horas

Considerando la información reportada por los otros operadores de los sistemas electricos, adicionando al precio de oferta del país exportador los cargos asociados a la generación aplicable en el mercado colombiano

Y el diferencial resultante de la comparación de precios con una desviación del 8% (Umbral), determina si se programa o no una importación

Umbral: Porcentaje estimado de desviación máxima de los precios en los nodos fronteras para exportación, que servirá para decidir una importación a través de las TIE

Sistema de Intercambios

Si PIA- PONEQxB > U Si PIA- PONEQxC > U

Importación

sistema A

Sistema A

Importación sistema A

Sistema B Intercambio de Información PI, PONE, Cantidades

Sistema C

Si PIC- PONEQxB > U

Importación sistema C

REDESPACHOS

• Las causales de redespacho se aplican en caso de importaciones o exportaciones

• Se busca el tratamiento simétrico en el proceso de despacho de los sistemas de los países.

Importaciones

Exportaciones

 Cambios topológicos

 Indisponibilidad de recursos de generación

 Variación en el precio nodal de oferta para exportación

 Indisponibilidad parcial o total del enlace internacional

 Incumplimiento comercial reportado por el ASIC

 Variación en el precio

 Cambios topológicos

 Variación en el precio nodal de oferta para exportación del país exportador

 Indisponibilidad parcial o total del enlace internacional

 Variación en el precio máximo de importación declarado por el sistema colombiano

 Indisponibilidad de recursos de generación

máximo de importación  Incumplimiento comercial de los

agentes colombianos por no

depositar el pago anticipado.

GENERACIÓN DE SEGURIDAD

Los enlaces internacionales pueden utilizarse para importar o exportar electricidad destinada a cubrir generación de seguridad doméstica

Cuando exista capacidad remanente en el enlace internacional

Su programación obedece a criterios económicos (precios).

Criterios de Calidad y Seguridad

Se acuerdan en los Acuerdos Operativos

Los niveles mínimos no se deben ver afectados por las TIE

En caso de diferencias en los criterios, prevalece el más exigente

Información de calidad y seguridad es intercambiada entre operadores para análisis eléctricos

 No se permite la declaración de inflexibilidades asociadas con los enlaces internacionales

Aspectos Comerciales

Responsabilidades del Administrador del Sistema

 El ASIC será el responsable de la administración, estimación de garantías, liquidación, facturación y recaudo de las TIE.

 Obligado a suscribir acuerdos comerciales con los otros administradores

Responsabilidades del Transportador

 Es el representante del enlace

 Responde por la instalación y mantenimiento de la frontera comercial asociada al enlace

 Se encarga del registro de la frontera ante el ASIC

 Es responsable de la medida

 No adquiere obligaciones comerciales asociadas con el flujo de energía

Garantías para las TIE

 Es un pago anticipado obligatorio

 A cargo de los agentes que tienen obligaciones con la bolsa de energía, a prorrata de su participación.

 Cubre una semana de transacciones internacionales de corto plazo.

 Su estimación considera el valor y las cantidades de electricidad a importar.

 Su depósito se verifica semanalmente por el ASIC y se informa al CND

Operación de Garantías

Inician las

transacciones

Viernes Martes Jueves Viernes Sábado

información

pago anticipado

operador de la

Intercambian Deposita el Informa al

Agentes

de cantidades a ser importadas

Administradores

Reciben la información sobre el

Depositan el monto del pago

en la cuenta xxx xxxxxxx exportador

existencia del depósito antes de las 13:00 hs.

monto del pago anticipado

anticipado en la cuenta del administrador

Liquidación

Se utilizan precios marginales de exportación e

importación (segunda liquidación).

Aplica los mismos procedimientos para liquidar transacciones en el mercado mayorista.

La energía a liquidar resulta xxx xxxx de exportaciones e importaciones, con las lecturas de los medidores ubicados en los nodos frontera.

Los administradores:

Exportación: informan el precio de liquidación para que el mercado importador obtenga el precio marginal de su mercado, que se considerará en la facturación.

Importación: informan el precio de bolsa

Asignación de las Rentas de Congestión

Las rentas de congestión originadas en los enlaces internacionales son asignadas a la demanda doméstica, para compensar posibles incrementos en los precios de la bolsa de electricidad.

Dicho beneficio para la demanda doméstica es reflejado en un menor costo de restricciones.

En Colombia, la Ley 812 de 2003 estableció que el 80% de las rentas de congestión servirán para aliviar las tarifas de usuarios especiales hasta 40 $kWh.

Facturación y administración de cuentas por parte del ASIC

 Definirá procedimientos y procesos para el perfeccionamiento, facturación y administración de cuentas de las TIE.

 Manejará balances independientes y de forma separada las obligaciones derivadas de las TIE.

 Será el responsable de cumplir todas las obligaciones aduaneras y cambiarias derivadas de las TIE.

Suspensión de las Transacciones Internacionales

Por incumplimiento total en el depósito de las garantías tanto del sistema importador como de los agentes colombianos cuando se trate de una importación hacia Colombia.

Por xxxx en el pago de las facturas por el sistema importador.

Se prevé una penalización para los agentes colombianos que no efectúen los pagos anticipados para garantizar las TIE.

Limitación de suministro

Limitación de transacciones en bolsa Reintegro de pagos anticipados no realizados Multa

Enlaces Internacionales

Conjunto de líneas y/o equipos asociados, que

conectan los sistemas eléctricos de dos (2) países, y que tienen como función exclusiva el transporte de energía para importación o exportación, a Nivel de Tensión 4 o superior.

Se les aplica el principio de libre acceso a redes del SIN, cuando técnica y económicamente sea factible

Solo pueden ser operados por agentes u empresas que tengan como objeto social exclusivo realizar la actividad de transmisión.

Características de los Enlaces Internacionales

 Activos de Uso

• Activos de Conexión

 Activos de Transmisión

 Tensión igual o superior a 220 kV o Nivel de Tensión 4

 Los nuevos enlaces cuando hagan parte del plan de expansión.

 De uso común

 Clasificados en unidades constructivas

 Remunerados mediante cargos por uso

 Activos para conectarse físicamente a un sistema de transmisión o distribución.

 Usados exclusivamente por un generador, usuario u OR.

 Remunerados mediante cargos de conexión.

 A solicitud del representante pueden ser reclasificados como activos de uso.

 Nuevos activos requieren permiso de la UPME

ARMONIZACIÓN Y UNIFICACIÓN REGULATORIA

DESARROLLO REGULATORIO DE LA DECISIÓN CAN 536

Puesta en marcha del CANREL (Comité Xxxxxx de Organismos Normativos y Reguladores) y creación del GTOR (Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de la Comunidad Andina):

Adopción del reglamento interno del CANREL Propuesta y adopción del reglamento interno GTOR Cronograma de trabajo GTOR

Elaboración de documentos de trabajo: TIE, Contratos, Institucionalidad Regulatoria, Ordenamiento Jurídico CAN.

Creación del sitio electrónico de GTOR Reuniones contínuas GTOR

DESARROLLO REGULATORIO DE LA DECISIÓN CAN 536

Actividades Regulatorias

Seguimiento a la Integración: Evaluación a las TIE Ecuador - Colombia

Armonización regulatoria:

Venezuela y Ecuador-Colombia Perú y Ecuador-Colombia

Divulgación del trabajo y avances sobre TIE

Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de la Comunidad Andina – GTOR

Coordinación efectiva entre los organismos reguladores para avanzar en el proceso de armonización de los xxxxxx normativos que permitan:

Establecer las normas que permitan lograr el desarrollo de un mercado integrado de electricidad

Mejorar la confiabilidad y economía en el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica

Eficiencia y competitividad de los mercado eléctricos

Realizar el seguimiento oportuno y eficiente de los compromisos en materia de armonización de normativas nacionales

DESARROLLO REGULATORIO DE LA DECISIÓN CAN 536

Actividades realizadas desde la adopción de la Decisión CAN 536 a la fecha:

 Armonización regulatoria Colombia – Ecuador

 Regulación Colombia:

 Resolución CREG 004 de 2003 – Xxxxx General TIE

 Resolución CREG 001 de 2003 – Limitación de suministro

 Resolución CREG 006 de 2003 - Ajustes comerciales

 Resolución CREG 007 de 2003 – Ajuste garantías

 Complemento a la Resolución CREG 004 DE 2003

 Regulación Ecuador:

 Reglamento para TIE 19 de diciembre de 2002

 Regulación CONELEC 010/02– Desarrollo de TIE (Versión 1)

 Regulación CONELEC 001/03 – Desarrollo TIE (Versión 2)

 Regulación CONELEC 002/03 – Desarrollo TIE (Versión 3)

 Complemento a la Regulación CONELEC 002/03

ACUERDOS DE TRABAJO – GTOR

Armonización de la

Unificación aspectos

Regulación regulatorios

Reglamento de Contratos de Compraventa Exportaciones e

importaciones Procedimiento de operación y administración

Planeación y Construcción de los enlaces

de los mercados Costos de racionamiento Aspectos Arancelarios e

impositivos Cargo por capacidad

AVANCES: ECUADOR - COLOMBIA

En estudio se encuentra una alternativa para permitir la coexistencia de contratos de largo plazo con TIE.

Es necesario contar con un mercado de comercialización para realizar operaciones de cobertura.

Se busca desarrollar contratos de compraventa de electricidad que no afecten el despacho económico coordinado. (Derechos financieros de transmisión)

AVANCES: ECUADOR-PERÚ-COLOMBIA

Se adelanta la armonización del proyecto de Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad del Perú con sus similares de Colombia y Ecuador.

Actualización de los Estudios Eléctricos y Energéticos del enlace entre Ecuador y Perú en coordinación OSINERG, CENACE y COES-SINAC y el apoyo del CND.

OSINERG se encuentra desarrollando los procedimientos operativos y comerciales para armonizar éstos con los desarrollados por Colombia y Ecuador.

AVANCES: VENEZUELA- COLOMBIA - ECUADOR

Perú

Venezuela

Bolivia

Se acordó buscar un mecanismo transitorio para viabilizar el esquema de TIE con el cual se permita:

 Una formación de precios de importación y exportación en los nodos frontera.

 Reflejar los costos asociados con la entrega de energía bajo criterios de eficiencia y transparencia.

 Optimizar el uso de los enlaces internacionales.

 Conformar grupos de trabajo para definir responsabilidades operativas y comerciales

Se espera estar iniciando con el esquema de TIE en mayo de 2004.

COMERCIALIZACIÓN BAJO EL ESQUEMA DE TIE

OPCIONES SOBRE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

Derechos financieros de transmisión:

El comercializador (beneficiario) adquiere el derecho de cubrir una transacción de venta de energía en un mercado a un precio determinado en el mercado exportador

No se adquiere el derecho al uso físico del enlace internacional.

El uso físico del enlace internacional obedece al proceso de

despacho coordinado, de la CAN).

(Principios fundamentales de la Decisión

El pais exportador recibe una prima por el derecho financiero subastado, que cubre el valor esperado xx xxxxxx de congestion

El país importador conserva los ahorros en el mercado

OPCIONES SOBRE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

Los balances son de carácter financiero.

La asignación se realiza mediante subasta explícita con períodos de maduración y ejercicio determinados.

Permite una asignación del enlace internacional con los mismos criterios de optimización utilizados en las TIE.

Se garantiza el uso óptimo de los recursos de generación y transporte, independientemente de las obligaciones comerciales de los agentes participantes.

En caso de indisponibilidad o uso para generación de seguridad, el pais exportador reconoce un precio igual al precio en el nodo mas la prima aceptada

OPCIONES SOBRE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

• Mediante subasta de valor común

• El regulador determinará el porcentaje de la capacidad a subastar.

• Se debe pagar una prima por el derecho financiero asociado con la energia que fluye en un sentido por el enlace, por parte del agente exportador, independientemente de sus obligaciones comerciales en el país importador “Use it or Lose it”, al momento de la subasta.

OPCIONES SOBRE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

• ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

• La prima de la opción será el valor base de la subasta, estimado por el regulador en funcion de las posibles rentas de congestión durante el período de ejercicio de los derechos financieros asignados.

• Requiere prepago semanal para ejercer el derecho

• Se mantiene la capacidad de cubrirse con contratos o en bolsa en cada mercado independientemente de las TIES.

ESTIMACIÓN DE LA PRIMA MENSUAL

PRIMA:

• Estimación del PONE en el nodo exportador, para este caso se debe realizar una proyección del precio de bolsa con un nivel determinado de confianza, promedio para el periodo subastado.

• Estimacion incluye los demás cargos que forman el PONE.

• Estimación del precio marginal xxx xxxxxxx ecuatoriano, con una probabilidad de excedencia determinada.

• Valor esperado de la diferencia mas un valor base, para determinar el precio mínimo de la subasta

• Responsable: Administrador de mercados

MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

Procedimiento de asignación:

• Mediante subasta de valor común se asigna un porcentaje de la capacidad de cada uno de los enlaces internacionales, la cual es determinada por el regulador.

• La prima de la opción será el valor base de la subasta.

• La prima a pagar tiene un valor base con criterios fijados por el regulador en función de las posibles rentas de congestión durante el período de ejercicio de los derechos financieros asignados.

• Subastas simultáneas en cada mercado por la capacidad de exportación de cada uno.

MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

Procedimiento de liquidación y administración.

• El uso físico del enlace responde al proceso de despacho coordinado establecido regulatoriamente (TIE), lo cual garantiza el uso optimo de los recursos de generación y transporte, independientemente de las obligaciones comerciales de los agentes participantes.

• Los administradores de cada mercado realizaran las subastas y serán responsables por recaudar las garantías prepago, administran las primas de las subastas y las liquidaciones entre mercados.

MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

Liquidación y Administración –Xxxx 0

Xxxxxx

PONE Colombia

CEI

Se programa una exportación igual a CEI de Col a Panamá

Colombia recibe de Panamá

(CEI-DFT)*PIL

Del comercializador en Col

Derechos financieros de transmisión

DFT

DFT*PONE + Prima

MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

Liquidación y Administración –Caso 2

PONE Panamá

PI Col

Se programa una exportación igual a CEI de Panamá a Colombia

Panamá recibe de Col

(CEI)*PI + PMPanamá*DFT

CEI Colombia recibe del comercializador

Derechos financieros de transmision

DFT

DFT* PMPanamá + Prima

MECANISMOS DE ASIGNACIÓN DE CAPACIDAD

Liquidación y Administración –Caso 3

PI Col = PI Panamá

CEI

Derechos financieros de transmisión

DFT

No se programa exportación resultado del despacho coordinado, a no ser un despacho unificado

Panamá recibe de Col

PMPanamá*DFT

Colombia recibe del comercializador

DFT* PMpanamá + Prima

OPCIONES SOBRE DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN

BENEFICIOS

• Permite la participación de los agentes comercializadores en las transacciones internacionales.

• Conserva los criterios establecidos en la Decisión CAN-536.

• No requiere cambios importantes a la reglamentación TIE actualmente adoptada por Ecuador y Colombia.

• Mecanismo potencial para ser utilizado en la expansión de la capacidad de interconexión internacional.

• Requiere implementar la posibilidad de comercializar en cada mercado

• Requiere prepago y coordinación entre administradores para cubrir la totalidad de las garantias

UNIFICACIÓN DE MERCADOS

La integración

permite incentivar la

expansión en

generación a través de los

nuevos mercados

internacionales

La integración permite incentivar la expansión en generación a través de los nuevos mercados internacionales

2001

GWh PA 400

CR NI HO ES GU

200

País exportador

País importador

-200

-400

Exportación neta país Intercambio países

Intercambios 1,269 GWh

5.0% de la

Demanda de la Región

Intercambios Actuales Corredor Centroamérica

Intercambios (GWh) Corredor Colombia - Panamá - Centroamérica

CO PA CR NI HO GU ES HO

Exportación neta país

Intercambio países

2007

4.000

2.000

Intercambios 9,264 GWh

26.8% D

País exportador

País importador

-2.000

4.000

2.000

CO PA CR NI HO GU ES HO

2009

CO PA CR NI HO GU ES

-2.000

4.000

Intercambios 9,807 GWh

25.2% D

2011

2.000

-2.000

Intercambios 11,287 GWh

26.8% D

GWh

4.000

PE EC VE+CO PA CR NI HO GU ES HO

2007

2.000

-2.000

Intercambio países

Exportación neta país

-4.000

País exportador

País importador

Intercambios 13,405 GWh

5.3% de D

GWh

4.000

2.000

PE EC VE+CO PA CR NI HO GU ES HO

2009

-2.000

Intercambio países

Exportación neta país

-4.000

País exportador

País importador

Intercambios 12,883 GWh

Intercambios Corredor Región Andina

-

Centroamérica

4.7% de D

LOGROS

 Maximización de beneficios económicos para el mercado integrado

 Precios eficientes: Se cubre hasta el 12 % de la demanda de Ecuador desde Colombia

 Menores costos: Ahorros del 30% en costos de generación de Ecuador (USD$45 millones- Mercado Spot).

 Optimización del uso de los enlaces internacionales:

 Uso del 100% de capacidad de transporte con Ecuador

 Transacciones bidireccionales por precio y por confiabilidad

 Mayor competencia entre los agentes generadores en el mercado integrado: Optimización mediante el despacho económico coordinado

 Dinamización Demanda: 4% incremento demanda en Colombia

 Mayor Confiabilidad: Colombia evitó racionamiento (USD$ 1,5 millones)

 Mayor eficiencia operativa y administrativa: disciplina xxx xxxxxxx

BENEFICIOS ECONÓMICOS

 Beneficios por Exportaciones

Cifras en millones de USD

Energía Exportada 771 GWh

Ingresos por Exportaciones 49,95

Ingresos para Generadores 18,11

Otros agentes 0,29

FAZNI 4,23

Rentas de congestión 27,31

 Beneficios por Importaciones

Energía Importada

54,65 GWh - Mill USD 2,7

Energía Importada en Mérito

11,65 GWh

Energía Importada Fuera de Mérito

43 GWh

- Datos a Septiembre de 2003

Intercambios Internacionales

GWh

Intercambios Venezuela

GWh

Intercambios Ecuador

Acumulado x xxxxxx de 2003

600 600

400 400

200 200

0 0

-200

-400

Acumulado x xxxxxx de 2003

-200

-400

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

1998

1999

2000

2001

2002

0000

-000 -000

Xxxxx Xxxxxxxxxxxxxxxx Xx Xxxxxx

Jamondino Panamericana

Las TIE con Ecuador han superado mensualmente las transferencias a Venezuela

IMPORTACIONES

GWh

Durante agosto de 2003,

Ecuador hacia Colombia y 0,01 GWh desde Venezuela.

ene-00 feb-00 mar-00 abr-00 may-00 jun-00

jul-00 ago-00 sep-00 oct-00 nov-00 dic-00 ene-01 feb-01 mar-01 abr-01 may-01 jun-01

COLOMBIA

Venezuela

Ecuador

se exportaron 7,02 GWh de

jul-01 ago-01 sep-01 oct-01 nov-01 dic-01 ene-02 feb-02 mar-02 abr-02 may-02 jun-02

jul-02 ago-02 sep-02 oct-02 nov-02 dic-02 ene-03 feb-03 mar-03 abr-03 may-03 jun-03

jul-03 ago-03

EXPORTACIONES

COLOMBIA

GWh

160

TIE

140

120

Ecuador

Venezuela

100

Durante

corrido

del

2003,

exportación

Colombia

hacia

Ecuador ha sido de 772,15 Gwh

Ene-00 Feb-00 Mar-00 Abr-00 May-00 Jun-00 Jul-00 Ago-00 Sep-00 Oct-00 Nov-00 Dic-00 Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 Ene-02 Feb-02 Mar-02 Abr-02 May-02 Jun-02 Jul-02 Ago-02 Sep-02 Oct-02 Nov-02 Dic-02 Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03

INTERCAMBIO EN MÉRITO Y FUERA DE MÉRITO

6.000

5.000

4.000

3.000

MWh

2.000

1.000

-1.000

-2.000

-3.000

-4.000

-5.000

0-xxx 0-xxx 00-xxx 00-xxx 00-xxx 0-xxx 12-abr 19-abr 26-abr 3-may 10-may 17-may 24-may 31-may 7-jun 14-jun 21-jun 28-jun 5-jul 12-jul 19-jul 26-jul 2-ago 9-ago 16-ago 23-ago 30-ago 6-sep 13-sep 20-sep 27-sep 4-oct 11-oct 18-oct

-6.000

Colombia a Ecuador (fuera de mérito) Colombia a Ecuador (en mérito)

Ecuador a Colombia (fuera de mérito) Ecuador a Colombia (en mérito)

• El esquema opera Bidireccional, según oferta de precios.

• Fuente importante de confiabilidad para los sistemas

• Racionamiento regional evitado

• Fuente importante de confiabilidad para los sistemas

• Racionamiento regional evitado

• Señales de precios eficientes

• Uso de recursos eficientes

• Señales de precios eficientes

• Uso de recursos eficientes

Comportamiento del Precio de Bolsa

100

$/kWh xx xxxxxx de 2003

Precio de Bolsa

Diferencia en $/kWh

Precio de Bolsa sin incluir demanda

01/mar 08/mar 15/mar 00/xxx 00/xxx 00/xxx 00/xxx 00/xxx 00/xxx 03/may 10/may 17/may 24/may 31/may 07/jun 14/jun 21/jun 28/jun 05/jul 12/jul 19/jul 26/jul 00/xxx 00/xxx 00/xxx 00/xxx 00/xxx 06/sep 13/sep 20/sep

• Variación mínima del precio xx xxxxxxx de Colombia

• No existe pérdida de bienestar del consumidor.

RENTAS DE CONGESTIÓN

25,000

Millones de pesos de septiembre de 2003

20,000

15,000

10,000

5,000

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

Sep

Rentas de Congestión Rentas de Congestión para cubrir restricciones

• Las rentas de congestión en Colombia son destinadas aliviar las tarifas de los usuarios:

• Menor costo de restricciones

• Cubre hasta 40 $kWh de la factura del usuario (Ley del Plan Nacional de Desarrollo)

CONCLUSIONES

 La armonización regulatoria: brinda señales para flexibilizar y optimizar la operación bajo reglas económicas.

 La integración a través del esquema de TIE ha demostrado mejores resultados que las negociaciones bilaterales entre países: mecanismo más eficiente y de mayor impacto económico.

 Permite incrementar la confiabilidad de los sistemas, brindando señales de largo plazo para su expansión y garantizando el suministro a la población aún en condiciones de racionamiento.

CONCLUSIONES

 En el proceso de integración se requiere una activa

participación de todos los agentes, usuarios y

empresas, ponderando los beneficios de manera integral y en el largo plazo.

 La existencia de infraestructura física no es suficiente para que exista una integración y un mercado eléctrico regional.

 Los contratos físicos no han garantizado la expansión o el uso de los enlaces.

 El compromiso y el trabajo conjunto de los operadores y administradores es fundamental en el logro de los objetivos.

 El reto: Crear un mercado común para intercambio con otros mercados: Alca, Mercosur y Siepac

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SANDRA STELLA FONSECA

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