Tesis de máster. Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia. José Enrique Salazar

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1 ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN TECNOLÓGICA Tesis de máster Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia José Enrique Salazar Directores: Carlos Batlle y Pablo Rodilla (IIT), Wilson Chinchilla (EPM) Madrid, 8 de octubre de 2008

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3 Dedicatoria A mis hijas y esposa; mi aliento. Agradecimientos A Carlos Batlle, por sus enseñanzas y motivación. A Pablo Rodilla, por su ayuda e ideas. A Wilson Chinchilla, por su apoyo y comentarios.

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5 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Índice 1. Introducción El mercado colombiano Características principales del sistema eléctrico colombiano La reforma del sector eléctrico colombiano Estructura institucional Marco regulatorio Separación de actividades Límites a la participación en las actividades El Mercado de Energía Mayorista (MEM) Agentes del sector eléctrico Transacciones en el MEM Intercambios internacionales La tarifa eléctrica El Cargo por Confiabilidad Antecedentes Descripción del esquema Resultados de la subasta realizada en Modelo de simulación de la expansión en el mercado colombiano Esquema general Modelo MARAPE Descripción del modelo Aplicación al mercado colombiano...29 Principales módulos del modelo de simulación de la expansión Definición del escenario y supuesto inicial de expansión Condición para realizar la subasta Cálculo de los ingresos esperados en el mercado por los proyectos nuevos y de las primas Subasta de corto plazo (periodo t+4) Decisiones de entrada, modificación de OEF y ajuste del escenario de expansión Cálculo de los ingresos esperados en el mercado por los proyectos nuevos de larga construcción y las primas Asignación para plantas GPPS Otros aspectos de la modelación...40 i

6 4. Caso ejemplo: Subastas en el horizonte Información básica de entrada Resultados Futuros desarrollos y conclusiones Futuros desarrollos Conclusiones Referencias...50 ii

7 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar 1. Introducción En 1995, ante la conjunción de diversos factores, se adoptó en Colombia un esquema de mercado competitivo de electricidad. Poco tiempo después, en 1997, se adicionó a la reglamentación inicial el Cargo por Capacidad, mecanismo administrado que buscaba lograr la expansión suficiente del sistema de generación para garantizar el suministro. El esquema funcionó durante diez años cumpliendo el plazo establecido inicialmente y fue recientemente modificado con la adopción de un esquema de opciones de energía firme llamado Cargo por Confiabilidad. En las reformas recientes de distintos mercados eléctricos del mundo el mecanismo de capacidad se ha convertido en un tema de importancia central. Se han probado diversas alternativas para atraer la inversión privada, pero aún persisten diferentes opiniones sobre cuál es la mejor (Batlle y Pérez-Arriaga, 2008). En los últimos tiempos, especialmente en mercados eléctricos del continente americano verbigracia, Brasil o Nueva Inglaterra parece que esquemas inspirados en el denominado mecanismo de opciones de fiabilidad propuesto originalmente en 1999 para el mercado colombiano (Vázquez et al., 2002) han comenzado a ganar, entre los expertos y reguladores, el acuerdo sobre sus ventajas y su capacidad para conseguir los objetivos deseados. El Cargo por Confiabilidad implantado en el mercado colombiano sigue esta línea. En esencia, el mecanismo consiste en la compra, por parte del regulador en nombre del conjunto del sistema, de energía firme de largo plazo mediante subastas destinadas a potenciales inversores en nueva generación. En dicha licitación se pide a los ofertantes el precio, por un producto de largo plazo, la energía firme, que les garantiza una determinada remuneración durante un periodo de varios años a cambio de instalar un grupo generador y suplir la energía en los casos en que se exija. Con este nuevo componente, el Mercado Eléctrico en Colombia ha tenido una variación sustancial que plantea un reto importante tanto a los agentes participantes como a los entes de regulación y planificación. El objetivo del presente trabajo es proporcionar a los agentes del mercado colombiano una herramienta para apoyar la toma de decisiones y la evaluación de las posibles consecuencias derivadas del esquema implementado. El enfoque escogido consiste en desarrollar un modelo de simulación de la evolución futura del parque generador en un sistema eléctrico organizado siguiendo criterios de libre mercado y remuneración marginalista, como es el caso colombiano, abordando a su vez el modelado de las características específicas del mecanismo del Cargo por Confiabilidad. El modelo desarrollado toma como marco de referencia y punto de arranque los avances de las tesis doctorales de Batlle (2002) y Sánchez (2008). En la primera de ellas se desarrolló el modelo MARAPE (Modelo de Análisis de Riesgos Asociados a la Producción Eléctrica), un modelo estratégico de costes de producción que se utiliza para la simulación de la participación de los agentes en el mercado. Este modelo permite considerar los factores de riesgo que influyen en el proceso de formación de precios marginales y ha mostrado su utilidad en varias aplicaciones en el mercado español. 1

8 El MARAPE se integra en una plataforma computacional que incluye, además, la modelación de las subastas del Cargo por Confiabilidad, la evaluación financiera de las alternativas de expansión y las decisiones de los agentes. De esta manera, modelando en forma exógena las demás fuentes de incertidumbre (demanda, costos de combustible y aportes hidráulicos de energía) y siguiendo algunas de las ideas del análisis de Dinámica de Sistemas desarrolladas en la segunda de las tesis doctorales mencionadas en el párrafo anterior, se realiza la simulación en el horizonte futuro. El documento se estructura de la siguiente manera: Inicialmente en el capítulo 2 se resumen los elementos básicos del mercado colombiano necesarios para poner en contexto el conjunto del trabajo realizado. A continuación, se introducen los criterios de diseño del mecanismo de Cargo por Confiabilidad. En el capítulo 3 se describe y discute el modelo general desarrollado y cada una de sus partes: el modelo MARAPE y su ajuste al mercado colombiano, el modelo de representación de las subastas del Cargo por Confiabilidad y la simulación dinámica de las decisiones de expansión y ciclos de realimentación. Posteriormente, las posibilidades de los desarrollos realizados se ilustran en el capítulo 4 con un caso ejemplo, y finalmente se cierra el documento con un apartado en el que se resumen los potenciales futuros desarrollos y unas breves conclusiones. 2

9 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar 2. El mercado colombiano 2.1 Características principales del sistema eléctrico colombiano Sistema de transmisión La transmisión consiste en el transporte de electricidad a voltajes mayores a 220 kv. Las longitudes totales de las líneas según sus niveles de voltaje son: Tabla i. Longitudes de las líneas por niveles de tensión (XM, 2008a) Voltaje(kV) Longitud(km) 11,763 2,399 Figura 1. Sistema de transmisión nacional y localización de plantas (XM, 2008a) 3

10 Fuentes energéticas Colombia cuenta con importantes reservas de carbón. La disponibilidad de gas nativo para la producción eléctrica, teniendo en cuenta el nivel actual de reservas y explotación en el país, se encuentra bastante limitada. Si bien Venezuela tiene grandes cantidades de gas, las importaciones desde allí son inciertas. El consumo de gas en Colombia ha venido creciendo en forma importante principalmente en los sectores domiciliario y vehicular, sectores que tienen prioridad frente al uso para producción eléctrica. En cuanto a las energías renovables, Colombia cuenta aún con una apreciable posibilidad de desarrollo hidroeléctrico y un importante potencial para la producción eólica. La capacidad instalada por tipo de tecnología se muestra a continuación: Tabla ii. Capacidad efectiva neta, diciembre de 2007 (XM, 2008a) La capacidad de almacenamiento hidráulico se concentra en los embalses Esmeralda (planta Chivor), Guavio (planta Guavio) y El Peñol (planta Guatapé), este último con capacidad inter-anual. Debido al predominio de generación hidráulica, la poca capacidad de almacenamiento y a la variabilidad de los aportes de caudales, la participación de las diversas tecnologías de generación fluctúa apreciablemente tal como se observa en la figura siguiente: 4

11 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar 60,000 GWh 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 Menores Cogeneración Gas Fuel Oil y ACPM Carbón Hidráulica Año Figura 2. Generación por fuente energética Durante el año 2007 la generación total del Sistema fue 53,624 GWh, de los cuales el 78% fue generado con plantas hidráulicas, el 16.9% con unidades térmicas, el 5% restante con generación de plantas menores y el 0.1% por los cogeneradores. Demanda La demanda eléctrica está muy correlacionada con el crecimiento económico tal como se observa en la Figura 3. Las tasas de crecimiento de la demanda de energía durante los años recientes han sido cercanas al 4% anual. En el año 2007 la demanda del país fue de 52,851 GWh y la máxima demanda de potencia fue de 9,093 MW. Figura 3. Crecimiento trimestral de la demanda eléctrica y del Producto Interno Bruto (XM, 2008a) 5

12 55,000 50,000 GWh 45,000 40,000 35,000 30, Año Figura 4. Demanda anual de energía La curva de carga horaria promedio, para cada uno de los meses del año 2007 se muestra a continuación. Figura 5. Curva de carga horaria, promedio mensual 2007 (XM, 2008a). Conexiones internacionales Colombia está interconectada con Ecuador (capacidad de importación 215 MW y de exportación 285 MW) y Venezuela (capacidad de importación 205 MW y de exportación 336 MW). Utilizando el esquema de Transacciones Internacionales de Energía (TIES) que hasta la fecha ha regido en los países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) Colombia ha realizado exportaciones significativas de energía hacia Ecuador, las cuales, sin embargo, disminuyeron en el último año. El intercambio con Venezuela ha sido muy bajo y normalmente limitado a casos de emergencia o soporte para control de frecuencia. 6

13 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Actualmente se está estudiando la construcción de la conexión con Panamá de 300 MW que 1 permitiría la unión con el sistema SIEPAC. 2.2 La reforma del sector eléctrico colombiano La industria eléctrica, a lo largo de su existencia, ha experimentado un importante número de cambios en su estructura y en sus instituciones. Las soluciones específicas adoptadas en cada país, han oscilado, en movimiento pendular, entre el dominio de la iniciativa privada y el dominio del control público directo. Luego de estar nacionalizado en todos los países, el sector eléctrico sufrió durante la década de 1990 un cambio significativo. En los países de América Latina, además de la búsqueda de eficiencia y de la reducción del intervencionismo estatal, la reforma pretendió atraer nuevos recursos financieros externos que hicieran posible la expansión y adecuada gestión de los sistemas eléctricos (Pérez-Arriaga et al., 2008). La reforma del sector eléctrico colombiano, desde un esquema centralizado hacia un esquema de mercado, hizo parte de un conjunto de cambios para modernizar el Estado y cumplir con los lineamientos establecidos en la Constitución de Diversos factores llevaron a ella: las deficiencias del modelo estatista; las políticas de los organismos financieros internacionales de promoción de la apertura económica y del cambio del papel del estado como empresario; el antecedente de las reformas de países cercanos como Chile y Argentina y europeos como el Reino Unido y Noruega; y el prolongado racionamiento eléctrico de 1992 (Millán, 2006). En 1994 se promulgaron la Ley 142 de Servicios Públicos y la Ley 143 de Electricidad, y en 1995 se inició el funcionamiento del mercado. El esquema adoptó algunas ideas de la experiencia de otras reformas anteriores, principalmente las del Reino Unido, modificadas para adecuarse en algunos aspectos particulares. Sus objetivos principales fueron: Promover la competencia. Apoyar la participación del capital privado. Orientar el Estado hacia las funciones de formulación de políticas, regulación y supervisión. Separar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización manteniendo reguladas las actividades que no admiten competencia, creando un mercado competitivo de energía y asegurando la libre participación en generación y comercialización. Durante su vigencia y sin estar exento de algunos problemas, el desempeño del esquema ha sido relativamente exitoso: ha conseguido una cobertura aceptable y ha podido sortear situaciones difíciles como la sequía producida por el fenómeno El Niño en 1997, la recesión 1 El Sistema de Interconexión Eléctrica para América Central (SIEPAC) integrará los sistemas eléctricos de los países de la región centroamericana. 7

14 económica ocurrida en 1999 y los ataques guerrilleros a la infraestructura de transporte (muy intensos en los años 2000 y 2001). El sostenido crecimiento económico en los años recientes y la consecuente necesidad de energía hacen del funcionamiento del Cargo por Confiabilidad y de su capacidad de atraer la necesaria y suficiente inversión privada, uno de los aspectos de mayor importancia. 2.3 Estructura institucional El Estado participa en el sector en la definición de la política energética, la regulación y la vigilancia y el control. Las entidades que realizan estas funciones son: Ministerio de Minas y Energía ( Organismo rector encargado de definir la política sectorial. Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME, unidad administrativa especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía que tiene como parte de sus funciones establecer los requerimientos energéticos del país y elaborar el Plan Energético Nacional y el Plan de Expansión del sector eléctrico, ambos de naturaleza indicativa, en concordancia con el Plan Nacional de Desarrollo. Organiza además las subastas para la expansión de la transmisión. Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG, realiza la función reguladora, define la metodología de tarifas y los estándares técnicos. Está organizada como Unidad Administrativa Especial adscrita al Ministerio de Minas y Energía e integrada por los siguientes miembros: el Ministro de Minas y Energía, el Ministro de Hacienda y Crédito Público, el Director del Departamento Nacional de Planeación, cinco expertos en asuntos energéticos, y por el Superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios quien asiste a sus reuniones con voz pero sin voto. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios ( Encargada de la vigilancia del sistema y de la identificación y penalización de las situaciones de abuso de poder de mercado. Además, otros organismos tienen una participación importante, entre ellos los principales son: Compañía de Expertos en Mercado S.A. E.S.P. (XM, tiene a su cargo las funciones de Centro Nacional de Despacho (CND), Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales (ASIC) y Liquidador y Administrador de Cuentas de cargos por Uso de las Redes del SIN (LAC). Consejo Nacional de Operación (CNO, y Comité Asesor de Comercialización (CAC, Instituciones conformadas por los agentes del sector y con tareas de consulta, expedición de acuerdos y seguimiento en los temas operativos y comerciales respectivamente. Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CPT): su objeto es apoyar la planeación de la expansión del Sistema de Transmisión Nacional. Está conformado por 8

15 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar representantes de las empresas de generación, distribución, comercialización y transmisión y grandes consumidores. Está presente además el operador del sistema. 2.4 Marco regulatorio Separación de actividades La reglamentación establece dos enfoques diferenciados: de un lado, por su carácter de monopolios naturales, para la distribución y la transmisión define un ingreso regulado y promueve la competencia en los aspectos particulares en los que sea posible; del otro, desarrolla la competencia en la generación y la comercialización creando el Mercado de Energía Mayorista (MEM) el cual opera de acuerdo con las condiciones de oferta y demanda. La transmisión Se entiende como Sistema de Transmisión Nacional (STN), el sistema interconectado de transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, con sus correspondientes módulos de conexión, que operan a tensiones iguales o superiores a 220 kv. Los transportistas son remunerados según una metodología de coste de servicio basado en índices de costos, independiente del uso de las líneas y en el costo de reposición, que se cobra a la demanda mediante cargos estampilla. También perciben ingresos por concepto de Cargos por Conexión que son pagados exclusivamente por el agente que solicita el acceso. Existe competencia entre los transportistas existentes y potenciales por la construcción, administración, operación y mantenimiento de los nuevos proyectos de expansión del STN. Para ello participan en procesos de convocatorias públicas organizadas por la UPME en cumplimiento del plan de expansión. El ganador recibe el pago de acuerdo con su oferta en la subasta. Se han realizado ya varias de estas convocatorias. Los transportistas de energía eléctrica deben permitir el libre acceso a las redes de su propiedad por parte de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en iguales condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad. Además están sujetos a un conjunto de normas, criterios de responsabilidad e indicadores de calidad de los servicios de transmisión y de conexión al STN y al pago de compensaciones en caso de incumplimiento. La distribución La distribución agrupa los Sistemas de Transmisión Regionales (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL). El STR es el sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por los activos de conexión al STN y el conjunto de líneas y subestaciones, que operan en el nivel de tensión 4 (tensión nominal de operación mayor o igual a 57.5 kv y menor a 220 kv) y que están conectados eléctricamente entre sí a este nivel de tensión, o que han sido definidos como tales por la CREG. Un STR puede pertenecer a uno o más operadores de red. 9

16 El SDL es el sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones que operan a tensiones menores de 57.5 kv (niveles de tensión 3, 2 y 1) dedicados a la prestación del servicio en uno o varios mercados de comercialización. La metodología de remuneración se basa en una regulación por incentivos siguiendo el esquema de limitación de precios (Gómez, 2003), con revisiones cada cinco años y se recauda a través de cargos a los STR y SDL fundamentados en costos medios y valoración de activos a precio de reposición a nuevo. Tiene en cuenta las diferencias entre zonas urbanas y rurales y establece además incentivos de productividad y reconocimiento de un máximo factor de pérdidas. La estimación de precios eficientes se basa en técnicas de benchmarking que obtienen una frontera de eficiencia. Los ingresos se originan en el cobro, a los agentes que acceden a la red, de dos conceptos: Cargos por Conexión y Cargos por Uso de la red, diferenciados por nivel de tensión. A partir del año 2008 se decidió establecer Áreas de Distribución con cargos de uso únicos y se asignó a los municipios la responsabilidad de la prestación del suministro, en especial en las zonas que no tienen normalizadas sus redes. Los distribuidores de energía eléctrica deben permitir libre acceso a los STR y a los SDL por parte de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas. La comercialización Los usuarios se dividen en Regulados (UR) y No Regulados (UNR). Los límites mínimos de consumo necesarios para acceder a la condición de UNR son tener una demanda promedio mensual durante seis meses, en potencia, mayor a 0.1 MW; o en energía de 55 MWh/mes. Los UR son atendidos por el comercializador de la zona a menos que hayan decidido cambiar de comercializador. Los comercializadores de energía que representan a clientes regulados están obligados a hacer la compra de energía a través de licitación pública, de tal forma que garanticen un proceso de compra transparente y al menor precio. Los UNR deben comprar la energía por intermedio de un comercializador y negocian el precio con él, en forma directa. La generación Las plantas generadoras se dividen entre las que no son despachadas centralmente (capacidad menor a 20 MW e hidráulicas filo de agua) y las que lo son. Los autogeneradores producen energía para atender exclusivamente sus propias necesidades y los cogeneradores venden sus excedentes al mercado Límites a la participación en las actividades La ley estableció la separación de las actividades con excepción de la comercialización que puede realizarse con la generación o la distribución. Además, dejó a las empresas constituidas antes de la reestructuración permanecer integradas pero obligándolas a llevar 10

17 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar contabilidad separada por tipo de negocio. Los límites permitidos para la integración horizontal son: Generación Límite basado en energía: La participación de cada agente se mide tomando como base la Energía Firme del Cargo por Confiabilidad (ENFICC, descrita más adelante en el numeral 2.7.2), teniendo en cuenta las plantas propias, representadas y controladas por el agente. - Límite de crecimiento por adquisición, fusión o integración: 25% de total. - Límite de crecimiento por construcción. Si el Índice Herfindahl-Hirschman (HHI) es mayor a 1800 y si: La participación supera el 25%: el agente tendrá vigilancia especial de la SSPD. La participación supera el 30%: el agente deberá vender energía a otros agentes hasta retornar a este nivel. Límite basado en capacidad: ningún agente puede tener una Capacidad Efectiva Neta superior a la Franja de Potencia (Diferencia entre la Disponibilidad Promedio Anual del Sistema Interconectado Nacional SIN y la Demanda Máxima Promedio Anual de Energía). Comercialización Ninguna empresa comercializadora puede tener más del veinticinco por ciento (25%) del total de las ventas de energía a usuarios finales. Distribución No existe limitación en la participación. Transmisión La participación de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), la empresa mayoritaria, en nuevas obras de transmisión sólo puede ser consecuencia del éxito en procesos de convocatoria pública. Las empresas participantes en las convocatorias públicas, excepto las creadas antes de la Ley 143 de 1994, deben tener como objeto exclusivo la actividad de transmisión. 2.5 El Mercado de Energía Mayorista (MEM) El MEM está formado por un conjunto de sistemas de intercambio de información entre los generadores y los comercializadores que operan en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y permite a estos agentes realizar sus transacciones de compra y venta de electricidad tanto de corto como de largo plazo. En este mercado se transa toda la energía que se requiere para abastecer la demanda de los usuarios, representados por los comercializadores, 11

18 y que es ofertada por los generadores que conectan sus plantas o unidades de generación a dicho sistema. Los generadores están obligados a participar en el MEM con todas sus plantas o unidades de generación conectadas al SIN y con capacidad mayor o igual a 20 MW, las cuales deben ser despachadas centralmente por el CND. Todos los comercializadores que atiendan usuarios finales conectados al SIN están obligados a realizar sus transacciones de energía a través del MEM. Las transacciones en el MEM se efectúan bajo las siguientes modalidades: Transacciones horarias en la Bolsa de Energía La Bolsa de Energía se rige por un sistema de cálculo de precio de nodo único. El generador hace su oferta de precio para cada día (una única curva de oferta para todas las horas del día) y declara la disponibilidad esperada de generación de sus plantas para cada hora, sin considerar limitaciones debidas a la red de transmisión. Con base en las ofertas más económicas se seleccionan los recursos que serán despachados para abastecer toda la demanda hora a hora. El Despacho Ideal, determinado de manera posterior a la operación, se obtiene de considerar la demanda real y la disponibilidad real de las plantas o unidades de generación sin tener en cuenta las restricciones físicas y técnicas impuestas por la red de transmisión. El Despacho Real incorpora las restricciones que se presentan en la red de transmisión y determina las producciones físicas de las plantas. Por último, existe un ajuste económico entre ambos despachos denominado reconciliación. Las plantas fuera de mérito, pero de generación necesaria, tienen precio de oferta regulado. Las ofertas de precio que presentan los generadores en el MEM deben reflejar los costos variables de generación, los costos de oportunidad y una componente del riesgo. El precio del último recurso utilizado para atender la demanda total de energía en cada hora en el Despacho Ideal es el que fija el precio al que serán remunerados todos los recursos que produjeron a esa misma hora y se denomina Precio de Bolsa. La parte de la demanda de energía de los comercializadores que no esté cubierta por contratos bilaterales (ver párrafo siguiente), debe pagarse a este precio. La liquidación de las obligaciones y acreencias financieras de los participantes en la bolsa es realizada por XM. Contratos bilaterales de energía Los contratos bilaterales son compromisos adquiridos por generadores y comercializadores para vender y comprar energía a precios, cantidades y condiciones contractuales negociadas libremente entre las partes. Es fundamentalmente un mercado financiero. La entrega de la energía contratada se efectúa a través de la bolsa por parte del generador que suscribió el contrato o por parte de otro generador según lo determine el Despacho Ideal. No hay ninguna restricción a la energía que un generador o un comercializador puede comprometer en contratos bilaterales ni al horizonte de tiempo que estos acuerdos pueden cubrir. El único requisito es que el contrato especifique la cantidad que será utilizada en cada 12

19 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar hora, lo que ha motivado que se hayan firmado contratos de tipos muy diversos, aunque los principales han sido pague lo demandado y pague lo contratado a precio fijo. Las compras de energía efectuadas por comercializadores mediante contratos bilaterales con destino a Usuarios Regulados se rigen por reglas que garantizan la competencia entre generadores (subastas de compra con limitación de participación del generador propio en caso de ser una empresa verticalmente integrada), mientras que las efectuadas por comercializadores con destino a Usuarios No Regulados se negocian a precios y condiciones pactadas libremente entre las partes. Actualmente está en discusión la creación de un mercado organizado y obligatorio de contratos forward (Cramton, 2007). Regulación Secundaria de Frecuencia Todos los generadores están obligados a realizar Regulación Secundaria de Frecuencia (AGC) en proporción a su despacho pero pueden contratar con otros generadores la atención de su obligación. Ello crea un mercado de intercambios entre estos agentes. Pagos por Cargo por Confiabilidad Mecanismo de remuneración adicional para los generadores y que se explica en detalle más adelante (ver el capítulo 2.7) Agentes del sector eléctrico Actualmente hay 32 agentes distribuidores y 11 transportistas siendo ISA el mayor de ellos. El mercado cuenta con la participación activa de 44 generadores y de 75 comercializadores. Al finalizar el año 2007 el número de fronteras (punto de suministro) de Usuarios No Regulados fue de 4,262 (con una demanda de 17,087 GWh) y el número de fronteras de alumbrado público de 369. La demanda de ambas corresponde aproximadamente al 33% de la demanda nacional. El número de fronteras de Usuarios Regulados registradas llegó a 3,537 (las fronteras de Usuarios Regulados se registran en el mercado siempre que sean atendidas por comercializadores diferentes al comercializador del mercado local o comercializador establecido). La evolución en el número de generadores y comercializadores en los últimos años se muestra a continuación. Tabla iii. Número de generadores y comercializadores periodo (XM, 2008a) Agentes Generadores Comercializadores

20 Propiedad de la capacidad de generación En términos de capacidad efectiva (MW), la mayor participación la tiene Emgesa con el 20.9%, seguido de EPM con el 19.5%, Isagen con el 15.7%, Gecelca con el 12.2%, Epsa con el 8.3% y Chivor con el 7.5%. El 15.9% restante está repartido entre 24 agentes. Así, el índice 2 de concentración C4, medido en términos de capacidad, es del 68.3%. Figura 6. Capacidad efectiva (MW) de los agentes generadores (XM, 2008a). Si como referente de la concentración horizontal se adopta la participación en Energía Firme se obtiene un HHI de 1,302, lo que, de acuerdo con los estándares típicos, sería indicativo de un mercado de concentración moderada (ver la Tabla iv). 2 El índice C4 es la participación porcentual agregada de los cuatro mayores agentes. 14

21 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Tabla iv. Cálculo del HHI basado en Energía Firme (ENFICC). ENFICC GWh-año EMPRESA* Hidro Term ica Total % Participación ENDESA 10,448 2,443 12, % EPM +CHEC+Menores 9,007 3,630 12, % GECELCA - 10,250 10, % ISAGEN 5,897 2,333 8, % EPSA 1,559 1,660 3, % AES CHIVOR 2,933-2, % GENSA - 2,601 2, % TERMOFLORES - 2,195 2, % TERMOEMCALI - 1,758 1, % MERILECTRICA - 1,408 1, % TERMOTASAJERO - 1,353 1, % TERMOCANDELARIA - 2,578 2, % PROELECTRICA % URRA S.A % TERMOYOPAL % TERMOC OL % Menores 1,000-1, % Otra % Total 31,561 33,118 64, % La mayor parte de la demanda de cada operador de red es atendida a través de su comercializador propio, esto se presenta en la siguiente gráfica que muestra la situación de los doce mayores operadores de red. 15

22 Figura 7. Distribución por comercializador de la demanda por zona de distribución (XM, 2008a) Transacciones en el MEM La variabilidad en los precios de bolsa debida a la alta componente hidrológica y demás factores incidentes es muy notoria. Por ejemplo, el fenómeno climático El Niño, con una recurrencia de entre cuatro y siete años, produce una disminución apreciable de los aportes de los ríos. En consecuencia, la contratación, como mecanismo de cubrimiento, ha sido muy significativa en el mercado, y sus niveles, en relación con la demanda comercial, se han mantenido relativamente estables. En el año 2007 las transacciones totales (contratos y bolsa) fueron del 135% de la demanda comercial. 16

23 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Bolsa Contratos ene-97 ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 $/kwh ene-07 Tiempo Figura 8. Precio promedio mensual de Bolsa y Contratos (en $ constantes de diciembre de 2007, ajustado con el IPC). Figura 9. Transacciones en el mercado, porcentaje de la demanda comercial (XM, 2008a) El recuento de las principales transacciones en los años 2006 y 2007 se incluyen en la siguiente tabla. 17

24 Tabla v. Principales transacciones en 2006 y 2007 Transacciones Unidades Variación (%) Energía transada en Bolsa GWh 17,529 16, Energía transada en Contratos GWh 53,041 55, Total energía transada en el mercado GWh 70,570 72, Desviaciones GWh Demanda comercial GWh 52,368 53, Porcentaje de la demanda transado en Bolsa % Porcentaje de la demanda transado en Contratos % Porcentaje de cubrimiento % Preciomedio en Bolsa Nacional $/kwh Precio medio en Contratos $/kwh Compras en Bolsa Mill. de pesos 1,274,757 1,392, Restricciones Mill. de pesos 279, , Responsabilidad comercial AGC Mill. de pesos 113, , Desviaciones Mill. de pesos 5,376 2, Cargos CND y ASIC Mill. de pesos 48,097 52, Total transacciones mercado sin Contratos Mill. de pesos 1,721,099 1,681, Valor transado en Contratos Mill. de pesos 3,807,847 4,327, Total transacciones mercado Mill. de pesos 5,528,946 6,008, FAZNI (1) Mill. de pesos 65,723 50, FOES (2) Mill. de pesos 103,228 33, Rentasdecongestión Mill. de pesos 134,509 43, Valor a distribuir cargo por confiabilidad (cargo por capacidad enero - noviembre 2006) Mill. de pesos 1,260,771 1,411, FAER (3) Mill. de pesos 56,243 60, Cargos por uso STN Mill. de pesos 904, , Cargos por uso STR Mill. de pesos 778, , (1) FAZNI: Fondo de apoyo para la energización de las zonas no interconectadas. (2) FOES: Fondo de energía social. (3) FAER: Fondo de apoyo para la energización de las zonas rurales interconectadas Intercambios internacionales Los países de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) adoptaron un esquema de Transacciones Internacionales (TIES) basado en un despacho dependiente de los precios marginales de cada país y en la asignación de las rentas de congestión al país exportador. Este esquema esta hoy en intensa discusión. De otro lado, la posible interconexión futura con Panamá permitirá un esquema de intercambios con los países centroamericanos miembros del SIEPAC. 2.6 La tarifa eléctrica La tarifa que se cobra a los usuarios regulados por la energía eléctrica busca recuperar los costes reales de la industria. Tiene en cuenta, en forma aditiva, todos los segmentos de la cadena. El cobro al usuario residencial depende del estrato socio-económico al cual pertenece (la estratificación es una clasificación de la población con base en las características de la vivienda y su entorno). Actualmente, la tarifa es de costo unitario real para el estrato 18

25 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar cuatro, y los estratos altos (estratos 5 y 6) pagan un sobrecosto para subsidiar el consumo de los estratos bajos (estratos 1, 2 y 3). Los usuarios regulados están sujetos a un contrato de condiciones uniformes y con tarifas establecidas por la CREG. En las áreas donde la infraestructura no hace parte del sistema interconectado existen tarifas específicas y reglamento de costes. 2.7 El Cargo por Confiabilidad Antecedentes El anterior Cargo por Capacidad estuvo vigente hasta el año 2006 durante un periodo continuo de diez años. Consistía en una remuneración a los generadores por su aporte en el cubrimiento de las necesidades de energía (con un ajuste para considerar también la potencia) al enfrentar una condición supuesta de hidrológica seca y calculada con un modelo matemático de simulación de despacho centralizado. Su precio unitario, según un cálculo hecho por el regulador, reflejaba el costo fijo de una tecnología eficiente de cubrimiento de punta (5.25 USD/KWh-mes) y era recibido por la planta si se encontraba disponible. El esquema de recaudo consistía en un cobro homogéneo a la demanda incluido dentro del precio total de la energía. Si bien durante su vigencia no se presentaron problemas de insuficiencia de suministro, se hicieron evidentes varias fallas del mecanismo que motivaron la modificación: Alta variabilidad en los ingresos de los generadores de un año a otro, cuestionamientos a la metodología administrada de asignación, falta de definición clara del producto que se remuneraba e inexistencia de penalizaciones por el incumplimiento en los momentos críticos. El nuevo esquema busca superar las anteriores limitaciones y subsanar los demás problemas que limitan la participación del capital privado Descripción del esquema En el año 2000, por iniciativa de ACOLGEN, un grupo del Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas liderado por Pérez-Arriaga (Vázquez et al., 2002) estudió el esquema de Cargo por Capacidad y propuso una alternativa de Opciones de Confiabilidad que contenía los elementos esenciales del esquema ahora adoptado. En resumen, esta alternativa consiste en establecer un pago a los generadores en proporción a la capacidad firme que pueden ofrecer al sistema y penalizarlos si incumplen este compromiso cuando se les exige. La determinación de los periodos críticos se basa en si la señal de precios supera un cierto nivel (precio de escasez), por lo cual, este producto es análogo a una opción financiera tipo call. Posteriormente, en el año 2006, la CREG contrató a Peter Cramton y Steven Stoft (Cramton y Stoft, 2006) quienes propusieron el esquema que, con algunas modificaciones, se llevó a la práctica. 19

26 Objetivo El objetivo del mecanismo de capacidad es crear un incentivo a los agentes del mercado para aumentar su aporte a la firmeza, definida como la disponibilidad de generación en el mediano y corto plazo; y a la suficiencia, es decir, la necesaria capacidad instalada. El mecanismo de incentivos implica definir claramente cómo determinar el periodo crítico, la contribución real de cada unidad durante estos periodos y las características del producto confiabilidad: compromisos, tiempo de vigencia y salvaguardas (Batlle, 2007). Estas características del Cargo por Confiabilidad se explican a continuación. Producto El producto, Obligación de Energía Firme (OEF), se asimila a una opción financiera tipo call respaldada por un recurso físico certificado capaz de producir energía firme en un periodo crítico y acompañada de una serie de garantías adicionales de cumplimiento. Es un contrato de compra y venta de energía firme entre el generador y la demanda, representada por el administrador del mercado. Las OEF tienen el mismo perfil horario que la demanda, así por ejemplo, un generador que vendió una OEF por el 10% de la energía firme del mercado, tiene la obligación de suplir el 10% de la carga real en cada hora del día si la obligación es ejercida. El ejercicio de la OEF ocurre si el precio de la Bolsa de Energía es mayor al precio de escasez (PE) en alguna hora del día, en cuyo caso se realiza una verificación del total diario producido y si el generador no alcanzó el total al que esta comprometido con sus OEF tendrá la obligación de vender la energía al precio de escasez. A cambio de ello recibe un pago mensual que corresponde al precio de las OEF. La verificación del cumplimiento de las OEF se hace con base en el despacho ideal, es decir sin tener en cuenta efectos debidos a la red de transmisión. Precio de escasez El precio de escasez es el umbral indicador de que el sistema se encuentra en una condición crítica. En principio, la CREG lo fija en un nivel superior al costo de la planta más 3 ineficiente. Máxima energía firme La Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) es la máxima cantidad de energía eléctrica que puede comprometer la planta. Se determina mediante un conjunto de reglas establecidas por el regulador y que tienen en cuenta, para las plantas existentes, el índice de indisponibilidad histórica por salidas forzadas (IHF) y la disponibilidad del combustible. El cálculo de la ENFICC hidráulica se hace mediante una maximización de la mínima energía mensual producible por las plantas durante el año (desde mayo hasta abril 3 En realidad este valor se fijó con base en otras consideraciones y en la actualidad algunas plantas tienen un costo superior. 20

27 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar del año siguiente), pero sin tener en cuenta, en la optimización, la conexión interanual de las decisiones. Esto subestima la energía firme de las plantas que poseen embalse con capacidad de almacenamiento importante. Penalización por incumplimiento Si las OEF se ejercen y el generador no tiene en el despacho ideal (con el conjunto de sus plantas) la totalidad de la energía a la que se comprometió, deberá pagar al agente poseedor de la opción la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de escasez multiplicado por la cantidad de energía comprometida que no generó. Prima de la Obligación de Energía Firme y periodo de vigencia Las OEF se asignan mediante una subasta (cuyo funcionamiento se explica más adelante), lo cual permite que el precio de la obligación (prima) se determine como resultado de la competencia entre los generadores. El generador al que se le asigna una OEF recibe una remuneración conocida y estable durante un plazo determinado. El periodo de vigencia de la obligación es decidido por el propietario, desde un año hasta el máximo según el tipo de planta. Las condiciones en las que participan las plantas dependen de su tipo de la siguiente manera: Plantas existentes: Las que están en operación en el momento de la subasta. Periodo de vigencia de la obligación: un año. No ofrecen precio en la subasta y sólo tienen la posibilidad de retirar energía de la asignación a partir de un precio determinado. Plantas especiales con obras: Las que están en construcción o van a ser repotenciadas. Periodo de vigencia de la obligación hasta de 10 años. Plantas nuevas: Plantas que no ha iniciado su construcción en el momento de la subasta. Periodo de vigencia hasta de 20 años. Participan con oferta de precio en la subasta. Subasta La subasta es del tipo reloj descendente y en ella participan ofertando activamente los generadores inversionistas. La demanda está representada por una función de precio y cantidad determinada por la CREG y cuyos parámetros son la Demanda Objetivo (D), el Costo del Entrante (CE) y los márgenes de demanda M 1 y M 2. 21

28 Figura 10. Función de demanda de OEF (XM, 2008b) El precio que resulta cuando se igualan la oferta y la demanda es el Precio de Cierre de la subasta, y a él se remuneran todas las OEF que se asignen. Figura 11. Subasta de reloj descendente (XM, 2008b) La subasta se lleva a cabo cuatro años antes de que se requiera la energía firme o con otro plazo de antelación si la CREG lo considera conveniente (este se denomina Periodo de Planeación). La CREG evalúa el balance oferta-demanda proyectado y determina si es necesario convocar una subasta. 22

29 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Figura 12. Energía a subastar y vigencia de las OEF (CREG, 2006) Para poder participar en la subasta las empresas deben cumplir los requisitos, presentar las garantías exigidas y los contratos o certificaciones de disponibilidad del combustible necesarios. Si la oferta de ENFICC que se presenta en la subasta es inferior a ciertos límites establecidos por la CREG, se considera que no existió una subasta normal así: Oferta insuficiente: si la oferta de ENFICC es inferior a la Demanda Objetivo. Se asignan las OEF a toda la ENFICC participante con los siguientes precios: 1.1*CE a las plantas existentes y 2*CE a las nuevas, existentes con obras y especiales. Competencia insuficiente: si la oferta de ENFICC es inferior a 1.04 * Demanda Objetivo. Se hace la subasta y las OEF se asignan a los ganadores. Se paga a las plantas nuevas el precio de cierre y a las existentes el mínimo entre el precio de cierre y el 1.1*CE. Participación insuficiente: si más del 50% de las OEF asignadas se destinan a plantas nuevas cuyos propietarios poseen plantas existentes, y si alguno de ellos tiene una participación en Energía Firme mayor al 15% de la demanda objetivo del año que se subasta. Se paga a las plantas nuevas el precio de cierre y a las existentes el mínimo entre el precio de cierre y el 1.1*CE. La función de demanda cambia en cada nueva subasta: La Demanda Objetivo resulta de los pronósticos de demanda, y el CE se actualiza calculándolo como el 70% del CE de la anterior subasta más el 30% del precio de cierre. Asignación para plantas con periodo de construcción superior a cuatro años (GPPS) Para promover la entrada de proyectos cuya construcción supera los cuatro años (principalmente los proyectos hidráulicos), la CREG incorporó un mecanismo que le permite al inversionista vender parte de su energía firme futura, bajo condiciones especiales, hasta diez años antes de que la energía firme del proyecto esté disponible. Consiste en permitirle que, una vez conocido el precio de cierre de la subasta a cuatro años, comunique a la CREG 23

30 su interés en vender a ese precio una parte de su energía firme. Si la energía ofertada por este tipo de plantas, en alguno de los años de este segundo horizonte (del cuarto al décimo año), es superior al requerimiento establecido por la CREG (llamado Cantidad Máxima a asignar CM ), es decir si existe exceso de oferta en alguno de los años, se procede a realizar una segunda subasta de sobre cerrado para determinar las asignaciones de todos los años, manteniendo como precio máximo el obtenido en la subasta a cuatro años o subasta primaria. La Cantidad Máxima a asignar en cada uno de los años del horizonte es diferente según la anterioridad de entrada de los proyectos así: L ( q) = q = 0 q = 1 q 2 En donde q es el número de años de antigüedad de inicio de participación de la planta en las subastas y L(q) es el máximo porcentaje del incremento de la Demanda Objetivo al cual la planta puede aspirar. De esta manera, las plantas que han entrado en subastas anteriores tienen prioridad en las asignaciones posteriores de los años en los que ya recibieron asignación. El máximo que las plantas pueden conseguir en las asignaciones GPPS es el 80% por ciento del incremento de demanda, es decir que el restante 20% será asignado mediante la subasta o mediante asignación proporcional con base en la ENFICC según sea el caso. Mercado Secundario de Obligaciones de Energía Firme Es un mercado de contratos bilaterales en el cual sólo participan los generadores. En él, mediante un Contrato de Respaldo, el generador con excedentes de Energía Firme los vende al agente deficitario. También en este mercado se registran los respaldos entre plantas del mismo generador. Mayores detalles sobre la reglamentación del Cargo por Confiabilidad pueden consultarse en (CREG, 2006), (XM y BBVA, 2007) y la reglamentación de la CREG Resultados de la subasta realizada en 2008 En mayo del año 2008 se realizó la primera subasta. La CREG determinó que se suplieran las necesidades de energía firme del periodo diciembre 2012 noviembre (Es decir, con antelación de cuatro años). El precio de cierre de la subasta fue de USD/MWh y se asignaron OEF a las plantas nuevas que se enumeran en la Tabla vi. Tabla vi. Plantas nuevas con asignación de OEF en la subasta Planta Capacidad (MW) Tecnología Año de entrada Gecelca carbón 2012 Termocol 202 Fuel-oil 2012 Amoya 78 agua

31 Simulación del Cargo por Confiabilidad y de la expansión del mercado de generación en Colombia Tesis de máster - José Enrique Salazar Con base en el precio de la subasta manifestaron su interés de entrar al mercado las plantas de largo periodo de construcción que aparecen en la Tabla vii, para las cuales, por no exceder las Cantidades Máximas en ninguno de los años, la asignación no requirió subasta de sobre cerrado. Tabla vii. Asignación de OEF para plantas de largo periodo de construcción Planta Capacidad (MW) Tecnología Año de entrada Sogamoso 800 agua 2014 Pescadero 1200 agua 2018 Quimbo 376 agua 2014 Cucuana 60 agua 2014 Porce4 400 agua 2015 Miel2 135 agua 2014 Con esta subasta, y gracias a la importante entrada de proyectos hidráulicos de largo plazo, se aseguró, en buena proporción, el cubrimiento de los requerimientos de expansión del sistema por un periodo de tiempo de varios años. Esto es así porque, aunque aún no se ha asignado la totalidad de las necesidades de OEF del periodo , algunos de estos proyectos tienen una ENFICC que les permitirá tener mayores asignaciones posteriores. 25

32 3. Modelo de simulación de la expansión en el mercado colombiano 3.1 Esquema general El modelo de simulación se basa en las tesis doctorales de Batlle (2002) y Sánchez (2008). En la primera de ellas se desarrolló el modelo MARAPE (Modelo de Análisis de Riesgos Asociados a la Producción Eléctrica), un modelo estratégico de costes de producción que se utiliza para la simulación de la participación de los agentes en el mercado. En el presente trabajo El MARAPE se integra en una plataforma computacional que incluye además la modelación de las subastas del Cargo por Confiabilidad, la evaluación financiera de las alternativas de expansión y las decisiones de los agentes. De esta manera, modelando en forma exógena las demás fuentes de incertidumbre (demanda, costos de combustible y aportes hidráulicos de energía) y siguiendo las ideas del análisis de Dinámica de Sistemas, desarrolladas en detalle en la segunda de las tesis doctorales mencionadas, se realiza la simulación en el horizonte futuro. El proceso se general se esquematiza a continuación. Escenario Demanda, costo de combustible, hidrología Evaluación de requerimientos de OEF Decisiones de inversión Estimación de precios y producciones Subasta: Asignación de OEF Evaluación financiera de los proyectos Figura 13. Esquema general del modelo de simulación El modelo completo se programó en lenguaje MATLAB, con interfaz de datos de entrada en hojas de Excel y con llamados a ejecuciones del modelo MARAPE. La simulación se hace teniendo en cuenta los siguientes intervalos de tiempo: Las subastas se realizan anualmente, el modelo MARAPE reparte los totales de producciones de las plantas hidráulicas en forma mensual y hace el despacho bajo la curva de demanda tanto de los grupos térmicos como hidráulicos en forma horaria. Para reducir el tiempo de cálculo, esta última fase se puede modelar con intervalos temporales mayores (por ejemplo de diez horas). En el numeral siguiente se explicarán las principales características del modelo MARAPE y cómo se evaluó y ajustó para ser usado en el mercado colombiano. Luego, se explican cada 26