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UNA VISION DEL MERCADO ELECTRICO COLOMBIANO. UNIDAD DE PLANEACION MINERO ENERGETICA UPME República de Colombia - PDF
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Juan José Héctor Río Rubio
1 UNA VISION DEL MERCADO ELECTRICO COLOMBIANO UNIDAD DE PLANEACION MINERO ENERGETICA UPME República de Colombia Bogotá, Julio del 2004
2 TABLA DE CONTENIDO 1. INTRODUCCIÓN RETROSPECTIVA DEL MERCADO EVENTOS INSTITUCIONALES EVENTOS REGULATORIOS Las Bases Intervención de Precios de Embalses Reconciliaciones y Restricciones Cargo por Capacidad Cogeneradores, Autogeneradores y Generadores Menores Fórmula Tarifaria Cargos de Transmisión Calidad de Transmisión Cargos de Transmisión Regional y Distribución Local Estatuto del Usuario de los Servicios Públicos de Energía y Gas Usuarios No Regulados Estatuto de Racionamiento Centro Nacional de Despacho Código de Distribución Plan de Expansión de Referencia del Sistema de Transmisión Nacional Convocatorias Públicas STN Garantías Regulación Secundaria de Frecuencia Formato de Oferta Interconexiones Internacionales Medición y Facturación EVENTOS EXTERNOS Fenómeno El Niño Conflicto Armado Recesión Económica COMPOSICIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO ÓRGANOS REGULATORIO, DE CONTROL Y DE PLANEACIÓN DESCRIPCIÓN DE LA ORGANIZACIÓN DEL MERCADO Órganos de Operación y Administración Órganos Consultor y Asesores AGENTES DEL MEM Generadores Transmisores Distribuidores Comercializadores REGLAS DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO SEPARACIÓN DE ACTIVIDADES REQUISITOS DE LOS AGENTES TRANSACCIONES EN EL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD Contratos Bilaterales Transacciones en la Bolsa PRECIOS DE OFERTA Y DISPONIBILIDAD DESPACHO Y REDESPACHO UNIDAD DE PLANEAMIENTO i Mayo 2004
3 4.6 PRECIO DE BOLSA VALORACIÓN DE TRANSACCIONES RESTRICCIONES REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA CARGO POR CAPACIDAD TRANSACCIONES INTERNACIONALES Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo Transacciones Internacionales RACIONAMIENTO DE ENERGÍA TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN Cargos por Uso de Distribución Calidad del Servicio COMERCIALIZACIÓN OTROS CARGOS GARANTÍAS EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO DESDE SU CREACIÓN DEMANDA GENERACIÓN CONTRATOS Y BOLSA RECONCILIACIONES RESTRICCIONES EVOLUCIÓN DE AGENTES TARIFAS ASPECTOS COMERCIALES Y ESTRATÉGICOS DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO FORMACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA Variables Estratégicas Variables No Estratégicas Comportamientos Estratégicos RIESGOS ESTRATEGIAS PARA CUBRIR LOS RIESGOS COMPOSICIÓN DE COSTOS Componentes en Competencia Componentes Regulados RETOS DEL MERCADO ELÉCTRICO COLOMBIANO SEÑALES DE LARGO PLAZO CLARIDAD E INDEPENDENCIA DE LAS SEÑALES ESTABILIDAD LEGAL Y REGULATORIA VIGILANCIA Y CONTROL DEL MERCADO ADMINISTRACIÓN DE EMPRESAS POR PARTE DE LA SSPD LA INFORMACIÓN EN EL MERCADO CADENA DE INFORMACIÓN ACCIONES PARA MEJORAR BIBLIOGRAFÍA UNIDAD DE PLANEAMIENTO ii Mayo 2004
4 1. Introducción De acuerdo con sus funciones de Ley, la Unidad de Planeación Minero Energética - UPME debe elaborar el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional de tal forma que los planes para atender la demanda sean lo suficientemente flexibles para que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales; que cumplan con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad determinados por el Ministerio de Minas y Energía; que los proyectos propuestos sean técnica, ambiental y económicamente viables y que la demanda sea satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos. Teniendo en cuenta la existencia de información y documentación a nivel del conocimiento formal del Mercado Eléctrico Mayorista MEM, respecto a procedimientos, cronogramas, reformas, etc., la UPME decidió, como parte del ejercicio del Plan de Expansión y más allá de conocer y entender la mecánica del mercado, efectuar un análisis comercial sobre el MEM e identificar las estrategias de los participantes en el mercado, con el fin de buscar a fondo el entendimiento del proceso del MEM y el comportamiento de los agentes. La presente cartilla forma parte del estudio Mercado de Energía Eléctrica en Colombia - Análisis Comercial y de Estrategias y fue elaborada por los ingenieros Argemiro Aguilar Diaz y Javier Augusto Diaz Velasco de la firma Sistemas Digitales de Control Ltda, bajo la dirección de la UPME. Objetivo de la Cartilla La presente cartilla denominada Una Visión del Mercado Eléctrico Colombiano tiene por objeto presentar en forma didáctica un libro que sirva de consulta al lector con conocimientos del sector y del mercado. Con tal propósito desarrolla una serie de capítulos que sirven de referencia, tales como una retrospectiva del mercado, la composición del mercado en cuanto a sus órganos regulatorios, de control y participantes, y un resumen actualizado de las reglas del mercado. Adicional al marco de referencia, esta cartilla presenta una serie de tópicos relativos a la evolución del mercado, aspectos comerciales y estratégicos, retos y un análisis de la información disponible en el mercado. UNIDAD DE PLANEAMIENTO 1-1 Mayo 2004
5 En general este tipo de libros de consulta han sido publicados anteriormente por las diferentes entidades del Sector Eléctrico. Sin embargo, esta cartilla además de presentar un marco de referencia actualizado del Mercado de Energía Mayorista, incluye la evolución de algunos indicadores novedosos del mercado, aspectos comerciales y estratégicos de los participantes, identifica los principales retos del mercado y analiza la información disponible del mercado con base en la experiencia de su utilización y procesamiento. Resumen Ejecutivo El capítulo 2 contiene una descripción de los eventos que se consideran destacables en el desarrollo del Mercado Eléctrico Colombiano a partir de la promulgación de las Leyes 142 y 143 de Los hitos o eventos ocurridos han sido clasificados en tres grupos: a) eventos institucionales, relativos al inicio y la conformación de los diferentes órganos encargados de la regulación, el control, la planeación, la operación y administración, y los cambios institucionales ocurridos como parte del proceso de privatización del sector eléctrico; b) eventos regulatorios correspondientes a la evolución de las principales reglas que rigen el mercado; y c) eventos externos que han afectado en forma decisiva el funcionamiento del mercado eléctrico, los cuales han sido concentrados en tres aspectos: el fenómeno del Niño , el conflicto armado colombiano, y la recesión económica de los años El capítulo 3 presenta un panorama de la composición del Mercado Eléctrico Colombiano. Se inicia con la identificación de las entidades que componen los órganos regulatorio, de control y de planeación y la descripción de sus funciones y relaciones con respecto al mercado. Prosigue con una visión de la organización del mercado, partiendo de una descripción de la estructura del mercado, las actividades que se desarrollan en él, y la identificación y composición de las entidades que realizan su operación y administración, incluyendo también los órganos consultivos y asesores que han sido creados para soportar el funcionamiento del mercado. Concluye este capítulo con la presentación de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, que corresponden a los agentes generadores, comercializadores y transportadores; paralelo a esta presentación en cada caso se mencionan principales condiciones que rigen para la existencia de cada uno de los agentes. El capítulo 4 presenta un resumen actualizado a la fecha de las principales reglas que rigen el proceso del Mercado Eléctrico Colombiano. Este resumen contiene las normas UNIDAD DE PLANEAMIENTO 1-2 Mayo 2004
6 asociadas a la separación de actividades del mercado, los requisitos mínimos que deben cumplir los agentes para participar en el mercado, las transacciones en contratos y en Bolsa, las ofertas de precio y la declaración de disponibilidad de los agentes generadores, el proceso operativo del despacho y redespacho, la formación del precio de Bolsa, el procedimiento para valoración de las transacciones, la consideración de restricciones en las redes de transporte y el esquema de reconciliación, el tratamiento para la regulación secundaria de frecuencia, el cargo por capacidad y las transacciones internacionales, las consideraciones en caso de racionamiento de energía, las condiciones y cargos de la transmisión y la distribución, los requisitos de comercializadores, la identificación de cargos adicionales en el mercado y las garantías que deben aportar los participantes del mercado. El capítulo 5 presenta la evolución del mercado durante el periodo de su existencia, observada a través de las principales variables como indicadores de su desarrollo. Analiza el comportamiento de la demanda de energía, mostrando el impacto que sobre su crecimiento tuvo la recesión económica de los años 1998 y 1999, así como la evolución de los comercializadores entrantes en el suministro de demanda. Identifica las plantas bajo despacho centralizado que han entrado al sistema, la composición térmica-hidráulica y la vinculación de inversión privada en generación. Analiza los aportes hídricos que se han presentado y el comportamiento del nivel de los embalses. Además este capítulo presenta la evolución que han tenido los precios de Bolsa y contratos en valores constantes de diciembre de 2003, el nivel de transacciones en el MEM y el comportamiento de los contratos bilaterales. Analiza el comportamiento de las reconciliaciones por generaciones forzadas y las desplazadas por éstas, mostrando el efecto resultante sobre ellas debido a la separación de reconciliaciones por regulación secundaria de frecuencia (Resolución CREG 063 de 2000) y la limitación de precios de reconciliación (Resolución CREG 034 de 2001). Establece una comparación entre los precios de reconciliación y los precios de Bolsa y analiza las zonas operativas y dentro de estas, las plantas que aportan las generaciones forzadas, las que obtienen los mayores ingresos por reconciliaciones positivas y negativas; también presenta cifras sobre el derrumbamiento de torres debido a ataques a la infraestructura y los efectos de la entrada de refuerzos de transmisión en el STN. Para los costos de restricciones, analiza su evolución y el impacto que representan sobre las tarifas de usuarios regulados. Muestra la dinámica que han tenido los agentes del mercado en las diferentes actividades. Presenta la evolución de la frecuencia de colocación del precio de Bolsa por parte de las empresas generadoras, indicando que UNIDAD DE PLANEAMIENTO 1-3 Mayo 2004
7 en toda la historia del mercado solo 6 empresas registran la mayor frecuencia y que en períodos anuales este número de empresas se reduce a 3 o 4 por año. Paralelamente muestra la evolución decreciente que ha tenido el índice de concentración Hirschman- Herfindahl (HHI) y el crecimiento del valor de la Franja de Potencia determinada por la CREG, la cual se emplea como límite de participación accionaria en las empresas de generación. Adicionalmente analiza el impacto que las Transacciones Internacionales de Corto Plazo TIE han tenido sobre las restricciones y el precio de Bolsa. En el área de tarifas muestra su evolución para cada uno de los tipos de usuario: industrial, comercial, oficial y residencial, concluyendo que ha venido decreciendo en todos los sectores, excepto en el sector residencial donde se mantuvieron constantes en el tiempo y que además para los últimos años han empezado a crecer. El capítulo 6 describe los principales aspectos comerciales y estratégicos del mercado eléctrico colombiano. Analiza la formación del precio de Bolsa para el caso de mercados oligopólicos y presenta las estrategias sugeridas a través del análisis de resultados de un modelo desarrollado para explicar la variación de los precios de oferta. Es así como para algunos generadores, los precios de los contratos, las ventas en Bolsa, la generación del despacho ideal, las reconciliaciones, las inflexibilidades, los precios de otras plantas de la misma empresa y los cambios regulatorios, resultan explicativos del precio de oferta; al igual que en algunas plantas térmicas, lo es el embalse ofertable. Como parte del análisis también se revelan indicios de comportamiento estratégico con variables no estratégicas, o sea, aquellas variables que determinan los costos variables resultan no ser explicativas del precio de oferta; esto ocurre en algunas plantas con la disponibilidad, o en algunas plantas hidráulicas con los vertimientos, o en plantas térmicas con el combustible. El comportamiento estratégico no solo está relacionado a la definición de los precios del mercado de energía de corto plazo, sino que con el mismo precio de oferta simultáneamente se definen otros servicios como son las generaciones de seguridad y la regulación secundaria de frecuencia AGC. El capítulo 6 también analiza los riesgos comerciales existentes en el mercado eléctrico colombiano y las estrategias posibles a disposición de los agentes para efectuar el cubrimiento de tales riesgos, así como algunas modalidades de derivados financieros existentes en ciertos mercados, que pudieran ser empleadas para promover el establecimiento de contratos de largo plazo. Finalmente presenta la composición de los costos que hacen parte de la tarifa a los usuarios regulados o del precio a los no UNIDAD DE PLANEAMIENTO 1-4 Mayo 2004
8 regulados, sugiriendo alternativas para el manejo de las componentes en competencia por parte de los agentes comercializadores. En el capítulo 7 se presentan y analizan los principales retos a los cuales está abocado el mercado eléctrico colombiano. Uno de ellos es la conformación de la señal de precio de largo plazo, para lo cual se propone cambiar la componente regulada del cargo por capacidad, por esquemas que permitan que sea el mismo mercado el que establezca la componente fija de la remuneración para los proyectos de generación. Otro reto se refiere a la claridad e independencia en las señales del mercado, para lo cual se propone la prestación de los servicios suplementarios de generación, con ofertas independientes o bajo esquemas regulados, que propicien el cubrimiento de estos servicios en forma eficiente. En el capítulo 8 se identifican los niveles y flujos de información existentes en el mercado, se presentan y analizan los sistemas de información disponibles en el mercado: Neón, del MEM-CND, el Sistema Unificado de Información SUI de la SSPD y las Estadísticas del Sector disponibles en la CREG. Finalmente se presentan sugerencias sobre las acciones a tomar, con el fin de mejorar estos sistemas de información. UNIDAD DE PLANEAMIENTO 1-5 Mayo 2004
9 2. Retrospectiva del Mercado En este capítulo se presenta un relato histórico de los eventos que se consideran destacables en el desarrollo del mercado desde la promulgación de las Leyes 142 y 143. Los eventos se han clasificado en institucionales, regulatorios y externos. 2.1 Eventos Institucionales Se promulga la Constitución Política de 1991 en la cual se establece la obligación del Estado de proveer los servicios públicos domiciliarios, se permite que los privados puedan prestar los servicios públicos y se crea la entidad de control. Promulgación de las Leyes 142 y 143 de 1994, Ley de Servicios Públicos Domiciliarios y Ley Eléctrica, fundamentadas en la búsqueda de la eficiencia para atender la demanda del servicio de energía eléctrica con buenas condiciones de calidad. Se fundamentan en la creación de condiciones de competencia en las actividades de generación y comercialización y monopolio regulado para la transmisión y distribución. Con el nombramiento de dos de los expertos que la conformarían la entidad regulatoria, se inicia el funcionamiento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, creada por la Ley. Con el nombramiento del Superintendente se inicia el funcionamiento de la entidad de control, Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, creada por la Constitución Política de 1991 y reglamentada por la Ley 142. Se crea la Unidad de Planeación Minero Energético UPME entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, encargada de la planeación energética. Elaborará el Plan de Expansión de Generación y Transmisión de Referencia, las proyecciones de demanda de energía eléctrica y el Plan Energético Nacional. Se crea la Unidad de Información Minero Energética UIME, entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía que pasará a ser una subdirección de la UPME. El Centro Nacional de Despacho como dependencia de ISA se reorganiza para realizar además de la función de coordinador de la operación del Sistema Interconectado Nacional, la función de administrador del mercado que estableció la ley. UNIDAD DE PLANEACION 2-6 Mayo 2004
10 Se inicia el funcionamiento del Concejo Nacional de Operación CNO creado por Ley. Inicialmente con la Secretaría Ejecutiva del Gerente del CND y posteriormente de un profesional nombrado por los miembros del CNO. Se crea por regulación el Comité de Aspectos Comerciales CAC. Se escinde de ISA las funciones de Transmisión y Centro Nacional de Despacho en ISA actual y la función de generación y comercialización de energía en ISAGEN. Se inicia el funcionamiento del Mercado de Energía Mayorista y de la Bolsa de Energía (julio 20 de 1995). Entra en operación comercial la primera planta a riesgo del mercado, Flores 2 con 100 MW (1996). La SSPD interviene las electrificadoras de la Costa Atlántica y nombra liquidador (1998 y 1999). También, se liquidaron las electrificadoras de Caucacia (2000), Chocó (2002) y Tolima (2003). Al final del primer semestre de 2004 se encontraban en Administración EMCALI, CEDELCA y ENELAR. Se venden a inversionistas privados las centrales Chivor (1996), Betania (1996), Tasajero, Termo Cartagena y el 65% de EPSA (1997). Se reestructura la Empresa de Energía de Bogotá EEB en una casa matriz y dos filiales, las empresas de generación y comercialización EMGESA y de distribución y comercialización CODENSA. El negocio de transmisión se mantiene en la casa matriz, los inversionistas privados adquieren el control de la compañía y el 48.5% de las acciones (1997). Se reestructuran las electrificadoras de la Costa Atlántica y CORELCA en una empresa de generación y comercialización de energía con el mismo nombre CORELCA, de transmisión TRANSELCA y de distribución y comercialización ELECTRICARIBE y ELECTROCOSTA (1998). El 65% de estas dos empresas de distribución es vendido a inversionistas privados (1998). ISA en concurso adquiere el 65% de TRANSELCA (1998). El consejo de Medellín decide mantener el carácter público de Empresas Públicas de Medellín (1998). UNIDAD DE PLANEACION 2-7 Mayo 2004
11 Se suspenden los procesos de venta de ISAGEN e ISA a inversionistas estratégicos (2000). ISA coloca el 24% de sus acciones en poder del público mediante dos procesos de oferta en la Bolsa de Valores (2001 y 2002). La UPME saca a concurso público dos paquetes de refuerzos al sistema de transmisión nacional (1999 y 2003). El primero fue ganado por ISA y el segundo por ISA y por EEB. Las líneas del primer paquete entran en operación comercial en el año Los agentes se asocian en agremiaciones. Se crea la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Actividades complementarias e inherentes ANDESCO (1995). Se constituyen la Asociación Colombiana de Generadores de Energía ACOLGEN (1997), la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica ASOCODIS (1999) y la Asociación de Comercializadores de Energía ACCE (1999). 2.2 Eventos Regulatorios Las Bases La CREG reglamenta las actividades de transmisión, generación y comercialización. Se definen condiciones para acceso libre a la red de transmisión. Establece condiciones para la contratación de energía de largo plazo. Establece los principios de la oferta de precio y declaración de disponibilidad de los generadores para el despacho diario. Las condiciones establecidas, con excepción de la oferta de precio y la declaración de disponibilidad empiezan a regir a partir de enero de La CREG define las Resoluciones CREG 24 de 1995, Código Comercial, y la Resolución CREG 25 de 1995, Código de Redes, que hacen parte del Reglamento de Operación. Con este reglamento se inicia la operación de la Bolsa de Energía. Todos los cambios a la reglamentación son referidos a estas dos resoluciones como Reglamento de Operación. A continuación se destacan los principales cambios a este reglamento. No se hace referencia a las resoluciones para facilitar la lectura. UNIDAD DE PLANEACION 2-8 Mayo 2004
12 2.2.2 Intervención de Precios de Embalses Se establece intervención del precio de generadores con embalse cuyo nivel sea inferior al Mínimo Operativo Superior en la ejecución del despacho. Este cambio busca más precisión en el control de los embalses en condiciones críticas Reconciliaciones y Restricciones Se encuentra que las reconciliaciones son altas para cargarlas solamente a los comercializadores. Se introduce modificación para distribuirlas en forma igual entre generadores y comercializadores. Adicionalmente, se crean dos tipos de restricciones: globales y locales, según el origen se pueda asignar en forma específica a un agente o sea requerido por el sistema. Posteriormente se amplían las categorías de las restricciones y se asignan solo a los comercializadores en proporción a su demanda, aquellas restricciones diferentes a las que son asignadas a un agente específico. Se limita a un valor establecido por la CREG el precio de reconciliación de la generación fuera de mérito. También, a las generaciones desplazadas del despacho ideal, se les modifica el precio reconciliación de su energía al valor resultante del promedio entre su oferta y el precio de Bolsa. Con la entrada de las TIE se introduce una reducción de las restricciones con parte de las rentas de congestión Cargo por Capacidad Se cambian los conceptos de capacidad de respaldo y el cargo por potencia del reglamento por el cargo por capacidad de 5.25 US$/kW-mes como remuneración a la Capacidad Remunerable. Se establece la metodología para la valoración de la capacidad Remunerable que debe ser revaluada anualmente antes de diciembre de cada año utilizando información suministrada por las empresas y los modelos disponibles en el CND para simular condiciones extremas de hidrología. Introduce un precio mínimo para la oferta de los generadores con el fin de recolectar el dinero de los compradores de energía y pagar a cada generador lo correspondiente al cargo. Se hacen ajustes a los criterios de hidrología crítica y se establecen condiciones 1 Resoluciones CREG 053 de 1995, 215 de 1997 y 018 de Resoluciones CREG 035, 049 de 1995, 011, 040, 099 de 1996, 062, 063, 068 de 2000, 023, 034, 038 y 094 de 2001, 048 de 2002 y 004 de 2003 UNIDAD DE PLANEACION 2-9 Mayo 2004
13 para auditar los parámetros que declaran las empresas. Se define un mecanismo de sorteo para realizar pruebas de la disponibilidad Cogeneradores, Autogeneradores y Generadores Menores Se introduce la reglamentación relacionada con los cogeneradores, autogeneradores y generadores menores. Todo generador que esté conectado a la red debe pagar los cargos de transmisión y los relativos al mercado. Son generadores menores los que tengan capacidad menor de 20 MW y no son despachados centralmente, sin embargo, los generadores con capacidad mayor de 10 MW y menor de 20 MW pueden optar por participar en el MEM Fórmula Tarifaria Se establece la fórmula tarifaria para usuarios regulados con vigencia de 5 años. Establece los costos de comercialización mediante comparación de empresas utilizando el método de fronteras eficientes. Introduce señales de eficiencia en la contratación a largo plazo y la participación en el mercado de energía de corto plazo Cargos de Transmisión Los principios conceptuales básicos que involucraban en la práctica la creación de zonas y subzonas eléctricas con diferentes cargos por uso, no daban señales claras para la localización de nueva generación y nueva demanda, así como tampoco eran apropiados para agentes ya establecidos. Se logró comprobar que el costo diferencial de la transmisión no influía significativamente en la localización de la oferta debido principalmente a su poco peso relativo dentro de la estructura de costos y cargos de las actividades. Se crea el nuevo marco regulatorio 6 para esta actividad que considera cargos estampilla por uso del STN que son pasados 100% a la demanda (comercializadores). Los transmisores también perciben ingresos por concepto de Cargos por Conexión que son pagados exclusivamente por el agente que solicita el acceso. 3 Resoluciones CREG 001, 022, 080, 087, 098, 116 de 1996, 214 de 1997, 107 y 112 de 1998, 047 y 059 de 1999, 072, 077, 081, 082 y 111 de 2000 y 039 de Resoluciones CREG 054 de 1994, 084, 085 y 086 de Resolución CREG 031 de Resolución CREG 103 de 2000 UNIDAD DE PLANEACION 2-10 Mayo 2004
14 2.2.8 Calidad de Transmisión Se establecen las normas de calidad de los servicios de transmisión y de conexión al STN mediante indicadores mínimos de calidad y criterios de responsabilidad definiendo compensaciones en caso de incumplimiento Cargos de Transmisión Regional y Distribución Local Se establece la metodología para cargos de transmisión regional y distribución local. Se fundamenta en los costos medios; los activos se valoran a precio de reposición a nuevo con una tasa de descuento de 14.06% para activos de nivel de tensión 4 y del 16.06% para los otros niveles de tensión. Se establece incentivo de productividad y se reconoce un máximo factor de pérdidas Estatuto del Usuario de los Servicios Públicos de Energía y Gas Establece criterios generales sobre protección de los derechos de los usuarios de servicios públicos domiciliarios de energía y gas, define los principales aspectos de la relación entre la empresa y el usuario, y los criterios sobre abuso de posición dominante en los contratos de servicios públicos. Otorga a las empresas herramientas asociadas al uso no autorizado o fraudulento de la energía eléctrica, e introduce normas para la recuperación de pérdidas no técnicas Usuarios No Regulados El límite de capacidad o consumo mínimos se disminuye de 2 MW a 1 MW (febrero de 1997) de capacidad, en enero de 1998 baja a 0.5 MW o 270 MWh/mes de consumo y por último en enero de 2000 a 0.1 MW o 55 MWh/mes Estatuto de Racionamiento Se establece el Estatuto de Racionamiento que define las reglas para operar en condiciones de racionamiento, proceso de decisión, distribución y control del mismo Resolución CREG 072 de Resolución CREG 099 de 1997 y 082 de Resolución CREG 108 de Resoluciones CREG 024 de 1996, 199 de 1997 y 131 de 1998 UNIDAD DE PLANEACION 2-11 Mayo 2004
15 Centro Nacional de Despacho Se reglamentan y aclaran los roles del Centro Nacional de Despacho y de los Centros Regionales 12. Se integran en una sola dependencia de ISA las funciones de coordinación de la operación del sistema y de administración del mercado Código de Distribución Se establecen las reglas de confiabilidad, seguridad y calidad del servicio que todo distribuidor y comercializador debe cumplir en la prestación del servicio, define los procedimientos para la planeación, operación y expansión de los Sistemas Transmisión Regional STR y los Sistemas de Distribución Local SDL y las normas para el diseño y ejecución del plan de inversiones y conexiones al sistema. Establece las condiciones de calidad del servicio de los sistemas de transmisión regional y/o distribución local en lo referente a calidad de la potencia suministrada y define los indicadores de calidad del servicio prestado (DES y FES). Adicionalmente, establece criterios y procedimientos para la medición de consumos, define las normas para prestación del servicio de alumbrado público y las condiciones para la propiedad de activos Plan de Expansión de Referencia del Sistema de Transmisión Nacional Se establecen los principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y se establece la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema 14. Mediante la Resolución MME , el Ministerio de Minas y Energía adopta los criterios para realizar el Plan de Expansión Convocatorias Públicas STN Los nuevos proyectos del STN se construyen por empresas que ganen al cumplir las condiciones técnicas y presentar el menor precio en las Convocatorias Públicas que adelante la UPME. Esto es, se crea competencia en la expansión de transmisión a alto 11 Resoluciones CREG 217 de 1997, 112 y 119 de Resoluciones CREG 102 de 1996 y 80 de Resolución CREG 070 de 1998, 025 y 089 de Resoluciones CREG 051 de 1998, 004 de 1999, 022 y 093 de 2001 y 085 de 2002 UNIDAD DE PLANEACION 2-12 Mayo 2004
16 voltaje. Los nuevos proyectos del STN incluyen la instalación de equipos en niveles de tensión inferiores a 220 kv, con el fin de garantizar la operación segura del STN 15. Mediante la Resolución MME de 2002 se adopta el esquema de convocatorias públicas para la expansión del STN y mediante la Resolución MME de 2002 modificada por la Resolución MME se delega a la UPME para adelantar los procesos de selección Garantías Se establece un esquema de garantías que está soportado en última instancia por la limitación de suministro a los comercializadores que incumplan. Adicionalmente, se establecen mecanismos para limitar suministro a deudores que no tienen demanda 16. La limitación de suministro fue implementada como mecanismo preventivo para controlar la cartera de la Bolsa, pues el nivel de deuda llegó a 500 miles de millones de pesos en 1997, y fue necesaria la intervención del Gobierno Nacional en varias ocasiones para manejar deudas de empresas morosas, principalmente de carácter público. En el año 2001 ISA reportó la aplicación del procedimiento de limitación de suministro en 386 ocasiones, 174 por falta de presentación de garantías y 112 oportunidades por mora en el pago. En 107 ocasiones, de ese mismo año 2001, los procedimientos iniciados terminaron en corte de servicio a cinco empresas Regulación Secundaria de Frecuencia Se separa de las reconciliaciones, la componente relacionada con el control automático de generación o regulación secundaria de frecuencia (AGC). Todos los generadores están obligados a realizar AGC en proporción a su despacho, pero pueden contratar con otros generadores la atención de su obligación Resolución CREG 092 de Resoluciones CREG 116 de 1998, 070 de 1999, 069 de 2000, 037 de 2001 y 001 y 063 de ISA informe Mercado de Energía Mayorista Resolución CREG 064 de 2000 UNIDAD DE PLANEACION 2-13 Mayo 2004
17 Formato de Oferta La oferta horaria se pasa a una oferta igual para todas las horas del día y se cambia el procedimiento de despacho de una optimización horaria a una optimización diaria Interconexiones Internacionales Las interconexiones internacionales han tenido tres tratamientos. El primero en el cual las importaciones o exportaciones se trataban como generadores o demanda respectivamente, como cualquier agente del mercado. El segundo, que cambió esta forma de tratamiento, creando la condición de un mercado internacional superpuesto al mercado nacional. En este esquema se calculan precios de Bolsa, transacciones, restricciones y otros conceptos con y sin la interconexión internacional. El tercero, de Transacciones Internacionales de Energía de Corto Plazo denominado TIE, orientadas a la armonización de mercados de los países; son transacciones entre mercados con reglamentación establecida, que se determinan por oferta de los coordinadores de la operación de los sistemas nacionales, de acuerdo con parámetros preestablecidos. Estas transacciones están enmarcadas en la Decisión de la Comunidad Andina de Naciones CAN 536 de diciembre 18 de Medición y Facturación Se ajustan a las condiciones del mercado, los procedimientos de registro de medidores, fronteras, contratos, entrega de información de medidas, manejo de registradores defectuosos y aspectos relacionados con los sistemas de medición y factura Eventos Externos Se destacan tres eventos que influyeron en forma importante en el desempeño del mercado y del sector. Fueron ellos la presencia del fenómeno El Niño , conflicto armado y la recesión económica de los años Resolución CREG 026 de Resoluciones CREG 057 y 112 de 1998 y 004 de Resoluciones CREG 047 de 2000 y 006 de 2003 UNIDAD DE PLANEACION 2-14 Mayo 2004
18 2.3.1 Fenómeno El Niño El calentamiento del Pacífico Sur produjo a finales de 1997 y principios de 1998 una sequía de características de intensidad fuerte, considerada más intensa que las de los años , aunque más corta en duración. El mecanismo de definición de precios de corto plazo se puso a prueba. Se exigió al máximo la capacidad de respaldo de la generación térmica que alcanzó a generar el 49% de la demanda. Se identificaron limitaciones en el suministro de gas natural pero fueron cubiertas por la utilización de Fuel Oil como combustible alterno. Como se verá en un capítulo posterior de este documento en más detalle, la hidrología alcanzó el 39% de la media histórica del mes de febrero. Esta condición produjo los precios de Bolsa más altos durante la operación del mercado, 258 $/kwh en septiembre 1997 y 249 $/kwh en febrero Se realizaron ajustes de precios en la regulación, relacionados con la intervención de precios de oferta para embalses cuando ellos se encuentran en nivel inferior al mínimo operativo superior, como se registró en el numeral anterior. Se considera que se sorteó con acierto la prueba. Este fenómeno fue seguido del fenómeno opuesto de La Niña. Los bajos caudales de principios del año 1998 fueron compensados con los altos caudales durante el resto del año (en septiembre se presentó el 120% del medio histórico), a tal punto, que el promedio anual subió al 90% del histórico. El promedio anual fue del 109% para el año Los niveles de embalse se recuperaron y la utilización de estas reservas fue mínima durante el verano de este año, el nivel descendió solamente hasta el 70% de la capacidad total. Los precios de Bolsa se mantuvieron en su nivel bajo durante la permanencia del fenómeno Conflicto Armado Aunque este factor ha afectado la operación del sistema en razón al derribamiento de torres, produciendo indisponibilidad de líneas del Sistema Interconectado Nacional, en el período de funcionamiento del mercado se presentó un incremento importante de esta práctica en el año 2000 y principios del año UNIDAD DE PLANEACION 2-15 Mayo 2004
19 De acuerdo con las estadísticas disponibles, el número de torres que se derribaron en solo el año 2000 fue de , lo cual obligó la operación de generadores fuera de mérito para sostener las condiciones de seguridad de la operación de la red. Se produjo un incremento importante de las reconciliaciones, como se verá con detalle en un capítulo posterior de este documento. La indisponibilidad de líneas produce islas en el sistema. Algunas de estas islas solo pueden ser atendidas por uno o dos generadores, es decir, sin competencia para atender la demanda. Se incrementan los precios de oferta y con esto los valores de las restricciones. La CREG define un límite para los precios de reconciliación tanto positiva como negativa Recesión Económica Según información del DANE el PIB de los años 1998 y 1999 fue del 0.56% y -4.2% respectivamente 23. Una recesión económica que produjo a su vez un efecto importante sobre la demanda de energía eléctrica, la cual a su vez presentó crecimientos de 0.22% y -4.9% para los mismos años con demanda anual en 1999 ( GWh), inferior a la demanda del año 1995 ( GWh) 24. Esta reducción de demanda tuvo varias implicaciones en el mercado, todas ellas asociadas con el desajuste entre la demanda y la capacidad instalada. La reserva de potencia creció al 61% en 1998 con un valor máximo del 69% en el año 2001, como consecuencia de la entrada de proyectos que habían iniciado su construcción con anterioridad. 22 Informe de Operación ISA DANE 24 Informe de Operación ISA 1999 UNIDAD DE PLANEACION 2-16 Mayo 2004
20 3. Composición del Mercado Eléctrico Colombiano Este capítulo presenta la composición del Mercado Eléctrico Colombiano, para lo cual describe los órganos regulatorio, de control y de planeación y la organización del mercado, identifica sus órganos de operación y administración, así como los órganos de consulta y asesores. Finalmente incluye una descripción de los diferentes tipos de agentes que participan en el mercado Órganos Regulatorio, de Control y de Planeación La figura 3-1 muestra el esquema institucional para el sector eléctrico colombiano, correspondiente a las entidades que conforman los órganos regulatorio, de control y planeación, un resumen de las cuales se describe a continuación: CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Creada por el artículo 10 del Decreto 2119 de 1992, es la autoridad regulatoria del sector energético, electricidad y gas, cuyo objetivo básico es asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Para el logro de este objetivo está dotada de facultades para expedir reglas orientadas a promover, crear y preservar la competencia en la generación, a regular el uso de las redes de transporte, para garantizar el libre acceso de los agentes, y la operación del sistema interconectado nacional y el funcionamiento del mercado mayorista de energía y gas combustible. Establece la regulación tarifaria para usuarios regulados y a las actividades que son monopolio natural. Está organizada como Unidad Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, e integrada por el Ministro de Minas y Energía, el Ministro de Hacienda y Crédito Público, el Director del Departamento Nacional de Planeación, por cinco (5) expertos en asuntos energéticos de dedicación exclusiva nombrados por el Presidente de la República para períodos de cuatro (4) años, por el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios quien asiste a sus reuniones con voz pero sin voto. 25 Este capítulo se preparó tomando como referencia el documento de la CREG Información General del Mercado Eléctrico de la pagina web y considerando su actualización. UNIDAD DE PLANEACION 3-1 Mayo 2004
21 SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Creada por el artículo 370 de la Constitución Política como un organismo de carácter técnico, adscrito al Departamento Nacional de Planeación DNP de acuerdo al decreto ley 1363 de 2000, con personería jurídica, autonomía administrativa y patrimonial. Desempeña funciones específicas de control y vigilancia, con independencia de las Comisiones de Regulación y con la inmediata colaboración de los Superintendentes delegados. El Superintendente y sus delegados son de libre nombramiento y remoción por parte del Presidente de la República. Política Sectorial y Administración Empresas Estatales Minsterio Depto Nal de Ministerio Minas y Energía Planeación Hacienda y C.P. Pertenecen CREG Regula Regulación PRESIDENCIA Nombra Asiste Regula Control y Vigilancia SSPD Asesora Planeación UPME CAPT 5 expertos nombrados por el Presidente Ministro de Minas y Energía Ministro de Hacienda y Crédito Público Director del Depto Nal de Planeación Regula Asesora Operación CNO CND Elabora Planes Indicativos INVERSIONISTAS PÚBLICOS Y PRIVADOS Invierten COLOMBIA Agentes GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN COMERCIA- LIZACIÓN Despacho Mercado ISA ASIC Administra Suministran USUARIOS REGULADOS Y Pagan NO REGULADOS Vigila Figura 3-1 Esquema Institucional del Mercado Eléctrico UPME. Unidad de Planeación Minero Energética. Regida por la Ley 143 de 1994 y por el Decreto 255 de 2004, está organizada como Unidad Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía, que tiene entre sus funciones elaborar y actualizar el Plan de Expansión de Referencia del sector eléctrico, de tal manera que los planes para atender la demanda sean lo suficientemente flexibles para que se UNIDAD DE PLANEACION 3-2 Mayo 2004
22 adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales; que cumplan con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad determinados por el Ministerio de Minas y Energía; que los proyectos propuestos sean técnica, ambiental y económicamente viables y que la demanda sea satisfecha atendiendo a criterios de uso eficiente de los recursos energéticos; elaborar las proyecciones de demanda y elaborar y actualizar el Plan Energético Nacional, todo en concordancia con el proyecto del Plan Nacional de Desarrollo. 3.2 Descripción de la Organización del Mercado La reforma eléctrica implantada con las Leyes 142 y 143 de 1994 creó un mercado mayorista competitivo, con el fin de lograr la eficiencia en la prestación del servicio de electricidad y la libre entrada a los agentes interesados en prestarlo. Este mercado se denomina Mercado de Energía Mayorista MEM y en él participan los agentes que desarrollan las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, así como los grandes consumidores de electricidad. Las actividades que se desarrollan en el mercado son las siguientes: GENERACIÓN. Actividad consistente en la producción de energía eléctrica mediante una planta conectada al Sistema Interconectado Nacional, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o en forma combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, diferente a transmisión o distribución. TRANSMISIÓN. Actividad consistente en el transporte de energía eléctrica a través del conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kv, o a través de redes regionales o interregionales de transmisión a tensiones inferiores. DISTRIBUCIÓN. Actividad de transportar energía eléctrica a través de un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a tensiones menores de 220 kv que no pertenecen a un sistema de transmisión regional por estar dedicadas al servicio de un sistema de distribución municipal, distrital o local. COMERCIALIZACIÓN. Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta en el mismo mercado o a los usuarios finales, regulados o no regulados, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o combinada con otras actividades del sector eléctrico, diferente de transmisión. UNIDAD DE PLANEACION 3-3 Mayo 2004
23 Las transacciones realizadas entre generadores y comercializadores en el MEM, se efectúan bajo dos modalidades: Mediante la suscripción de contratos financieros bilaterales de compra y venta de energía, cuyos precios y magnitud son establecidos libremente entre compradores y vendedores. Por medio de transacciones directas en la Bolsa de energía, en la cual los precios se determinan mediante una subasta de precios de generadores, tal que los intercambios comerciales son definidos en el contexto de un mercado 'spot' con resolución horaria Órganos de Operación y Administración En la estructura del mercado existen los órganos que se encargan de la supervisión de la operación del Sistema Interconectado Nacional - SIN, y de la administración del Mercado de Energía Mayorista, a saber: CND. Centro Nacional de Despacho. Dependencia de Interconexión Eléctrica S.A., encargada de la planeación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación, interconexión y transmisión del Sistema Interconectado Nacional - SIN. Está igualmente encargado de preparar el despacho de generación y dar las instrucciones de coordinación a los distintos agentes que participan en la operación del SIN, con el fin de tener una operación económica, segura, confiable y ceñida al reglamento de operación y a todos los acuerdos del Consejo Nacional de Operación. ASIC. Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales. Dependencia de Interconexión Eléctrica S.A., encargada del registro de fronteras comerciales y de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía transados en la Bolsa por generadores y comercializadores; del mantenimiento de los sistemas de información y programas de computación requeridos; de la gestión de cartera y del manejo de garantías; y del cumplimiento de las tareas necesarias para el funcionamiento adecuado del Sistema de Intercambios Comerciales - SIC. Para realizar estas operaciones el ASIC celebra un contrato de mandato con cada agente inscrito en el mercado. UNIDAD DE PLANEACION 3-4 Mayo 2004
24 LAC. Liquidador y Administrador de Cuentas del Sistema de Transmisión Nacional - STN. Dependencia de Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P - ISA, que participa en la administración del MEM, encargada de liquidar y facturar los cargos de uso de las redes del Sistema Interconectado Nacional que le sean asignadas, de determinar el ingreso regulado a los transportadores y de administrar las cuentas que por concepto del uso de las redes se causen a los agentes del mercado mayorista Órganos Consultor y Asesores También forman parte de la estructura del Mercado Eléctrico Colombiano, los siguientes órganos consultor y de asesoría: CNO. Consejo Nacional de Operación. Organismo creado por la Ley 143 de 1994 que tiene como función principal acordar los aspectos técnicos para garantizar que la operación integrada del sistema interconectado nacional sea segura, confiable y económica, y ser el órgano ejecutor del reglamento de operación. El Consejo Nacional de Operación esta conformado por un representante de cada una de las empresas de generación, conectadas al sistema interconectado nacional que tengan una capacidad instalada superior al cinco por ciento (5%) del total nacional, por dos representantes de las empresas de generación del orden nacional, departamental y municipal conectadas al sistema interconectado nacional, que tengan una capacidad instalada entre el uno por ciento (1%) y el cinco por ciento (5%) del total nacional, por un representante de las empresas propietarias de la red nacional de interconexión con voto sólo en asuntos relacionados con la interconexión, por un representante de las demás empresas generadoras conectadas al sistema interconectado nacional, por el Director del CND, con voz pero sin voto, y por dos representantes de las empresas distribuidoras que no realicen prioritariamente actividades de generación siendo por lo menos una de ellas la que tenga el mayor mercado de distribución. La CREG establece la periodicidad de sus reuniones. El CNO es órgano de consulta de esta Comisión en temas técnicos. CAC. Comité Asesor de Comercialización. Creado mediante Resolución CREG- 068 de 2000 y modificado por las Resoluciones CREG-030 de 2001 y CREG-123 de 2003, para asistir a la CREG en el seguimiento y la revisión de los aspectos comerciales del mercado mayorista de energía. Está conformado por cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan conjuntamente las actividades de generación y comercialización, cuatro (4) representantes de las empresas que UNIDAD DE PLANEACION 3-5 Mayo 2004
25 desarrollan conjuntamente las actividades de distribución y comercialización y cuatro (4) representantes de las empresas que desarrollan única y exclusivamente la actividad de comercialización. Adicionalmente, por un (1) representante del ASIC con voz pero sin voto. CAPT. Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión. Creado mediante Resolución CREG-051 de 1998, modificado por la Resolución 085 de 2002, con el fin de asesorar a la UPME en la compatibilización de criterios, estrategias y metodologías para la expansión del STN. Participan tres (3) usuarios catalogados como grandes consumidores seleccionados de mayor a menor, en orden decreciente de su demanda; tres (3) representantes de las empresas de comercialización, seleccionados de mayor a menor, en orden decreciente de la Demanda; tres (3) representantes de las empresas de transmisión, seleccionados de mayor a menor, en orden decreciente de su porcentaje de participación en la propiedad de activos del STN; un (1) representante de las empresas de generación seleccionado con el voto mayoritario de los Generadores de entre los cinco (5) mayores del país, en relación con su Capacidad Instalada; y un (1) representante de las empresas de distribución seleccionado con el voto mayoritario de los Operadores de Red - OR de entre los cinco (5) mayores del país, en relación con su distribución de energía (medida en GWh). El CND no hace parte del CAPT, pero asiste a sus reuniones, y coordina con dicho Comité aquellos aspectos asociados con las Restricciones que inciden en la planeación de la expansión del STN. Las empresas integradas verticalmente, así como las empresas que tengan vinculación económica entre las distintas actividades no pueden tener más de un (1) representante en el Comité. 3.3 Agentes del MEM Los agentes activos que participan en el MEM son los generadores y los comercializadores, los agentes que participan en forma pasiva son los transportadores que se clasifican en transmisores y distribuidores Generadores Los agentes generadores son aquellos que desarrollan la actividad de producción de electricidad, energía que puede ser transada en la Bolsa o mediante contratos bilaterales con otros generadores, comercializadores o directamente con grandes usuarios (usuarios no regulados). UNIDAD DE PLANEACION 3-6 Mayo 2004
República de Colombia Departamento Nacional de Planeación Dirección de Estudios Económicos ARCHIVOS DE ECONOMÍA Monografía del sector de electricidad y gas colombiano: Condiciones actuales y retos futuros
COMITÉ ASESOR DE PLANEAMIENTO DE LA TRANSMISIÓN
COMITE ASESOR DE PLANEAMIENTO DE TRANSMISION Fecha : Mayo 6 de 1999 Hora: 10:30 a.m. Lugar: Unidad de Planeación Minero Energética Norma Constanza Zúñiga CHIVOR suplente Henry Navarro S. EEB principal

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 artículo 10
 artículo 370
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