Colombia

1. Colombia • CARGO POR CAPACIDAD De un esquema administrado a un esquema de mercado Presentado a la X Reunión Anual de Reguladores – ARIAE Antigua-Guatemala Abril 23 a 26 de 2006

2. Plan de Temas • El Sistema Eléctrico Colombiano • El Esquema Administrado Existente • El Esquema de Mercado Propuesto • Principales Críticas de los Agentes

3. Capacidad de Generación Plantas Hidráulicas 8.557,0 MW Térmicas - Carbón 692,0 MW Térmicas - Gas 3.467,0 MW Autogeneradores y co-generadores 19,6 MW Plantas Menores 365,9 MW Total 13.101,5 MW Interconexiones Internacionales Ecuador Importación 215,0 MW Exportación 285,0 MW Venezuela Importación 205,0 MW Exportación 336,0 MW Embalses Volumen Máximo 16.339,5 GWh Red de Transmisión 110-115 kV 6.125,3 Miles 138 kV 9,6 Miles 220-230 kV 6.665,2 Miles 500 kV 900,8 Miles Demanda de Energía Anual (2005) 50.466,6 GWh Crecimiento Anual (2005 Vs. 2004) 4,04% Promedio Día (Junio 2005) 133,45 GWh/día Sistema Eléctrico Colombiano 2005

4. Sistema Eléctrico Colombiano • Capacidad Instalada • Hidroeléctrica 65,3% • Termoeléctrica-Gas 26,5% • Termoeléctrica-Carbón 5,3% • Otros 2,9% • Embalse agregado • Equivalente en 2005 a 32,4% de la demanda anual • Hidrología • Sequías periódicas asociadas al Fenómeno del Pacífico (Fenómeno del Niño), reflejadas en el precio “spot”

5. Precios Promedio Mercado Spot Source: XM

6. Despacho: Hidrología Normal vs. Sequía

7. Objetivos del CxC para Colombia • Remunerar la Confiabilidad • Reconocer el respaldo que ofrecen las plantas existentes, no tanto para cubrir la punta como para cubrir los períodos de hidrología crítica • Inducir la inversión en generación • Oportuna • Tamaño adecuado • Otros objetivos (?)

8. Plan de Temas • El Sistema Eléctrico Colombiano • El Esquema Administrado Existente • El Esquema de Mercado Propuesto • Principales Críticas de los Agentes

9. Esquema Administrado Existente (Descripción) • Mediante una simulación del despacho económico para cubrir la demanda de energía proyectada para el año siguiente, en condiciones de hidrología crítica, se calcula la energía firme aportada por cada planta. • Post-proceso para asegurar cubrimiento de la demanda máxima, y calcular la Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de cada planta. • Pago de USD 5,25 por KW de CRT y por mes durante el año inmediatamente siguiente, a cada planta escogida dentro del modelo de simulación.

10. Esquema Administrado Existente (Crítica) • No hay una reciprocidad clara de los generadores al pago del CxC (la demanda no sabe qué recibe a cambio). • No es claro si está induciendo la inversión en expansión de la generación. • La asignación es altamente controvertida (hoy existen más de 100 demandas judiciales pendientes de los agentes contra asignaciones del CxC). • Los generadores asumen todo el riesgo de demanda (crisis de 1999: reducción del 4% en la demanda de energía).

11. Plan de Temas • El Sistema Eléctrico Colombiano • El Esquema Administrado Existente • El Esquema de Mercado Propuesto • Principales Críticas de los Agentes

12. Esquema Propuesto: Opciones • Obligaciones Recíprocas • Del vendedor (planta generadora): entregar energía firme cuando sea llamado • Del comprador (demanda): pagar el valor de una prima mensual • Garantías • Generadores Existentes: de entrega de la energía firme • Nuevos: además, de cumplimiento en la fecha de entrada • Mercado Secundario • Permite cubrir posiciones a los generadores con déficit de energía firme

13. Esquema Propuesto: Ejercicio • Condiciones Críticas • Definidas por un umbral de precio en el mercado “spot”, determinado previamente por el regulador • Una vez definido el umbral, no se requerirá que las condiciones críticas sean declaradas por alguna autoridad: la opción se ejercerá automáticamente por el operador del mercado cuando el precio de bolsa alcance el “precio de ejercicio” • Cubrimiento de Precio (Otros objetivos ?) • La energía firme comprometida debe entregarse al precio de ejercicio, i.e. la demanda recibe además un cubrimiento de precio • El generador que incumpla debe pagar la diferencia entre el precio de bolsa y el precio de ejercicio (además de la garantía) • Se limita el ejercicio del poder de mercado cuando casi todos los generadores son pivotales

14. Esquema Propuesto: Precio de Ejercicio

15. Esquema Propuesto: Asignación • Generadores Existentes • Mediante subastas anuales, y cubriendo un período de cinco años a partir del año en que se realiza la subasta • En la subasta los generadores ofrecen la energía firme declarada y certificada de cada una de sus plantas y la prima que solicitan para adquirir el compromiso de la opción • Prima de la opción pagadera mensualmente, y definida como resultado del proceso de subasta

16. Esquema Propuesto: Asignación • Generadores Nuevos • Mediante subastas realizadas 4 a 5 años antes de la fecha en que se requiere la nueva planta • Ofrecen la energía firme declarada y certificada de la planta que se proponen construir, y la prima que solicitan para adquirir el compromiso de la opción • Compromiso recíproco por diez años a partir de la fecha de entrada en operación de la nueva planta • Prima de la opción pagadera mensualmente a partir de la entrada en operación, y definida como resultado del proceso de subasta

17. Esquema Propuesto: Opciones

18. Plan de Temas • El Sistema Eléctrico Colombiano • El Esquema Administrado Existente • El Esquema de Mercado Propuesto • Principales Críticas de los Agentes

19. Esquema Propuesto: Críticas • El Precio de Ejercicio • Interfiere con el funcionamiento del mercado “spot” • Interfiere con el mercado de contratos bi-laterales al ofrecer un cubrimiento adicional • Encarece el valor de la prima de la opción • Pero… • El precio será suficientemente alto para que las opciones no se ejerzan sino en condiciones verdaderamente críticas • El precio “spot” seguirá flotando libremente, aunque se espera que por encima del precio de ejercicio será un precio para que los generadores que incumplan cubran sus compromisos • El mercado de contratos bilaterales debe considerar que hay un cubrimiento global de precio por encima del precio de ejercicio. • Efectivamente, la demanda deberá pagar por el cubrimiento de precio. El valor dependerá de cual es este cubrimiento • Los precios excesivamente altos generan intervenciones

20. Esquema Propuesto: Críticas • La discriminación entre existentes y nuevos • Entregan el mismo producto • La duración del compromiso es demasiado larga para los nuevos • Pero… • Un ingreso garantizado por 10 años debería facilitar la financiación de nuevos proyectos, inclusive con nuevas tecnologías, y además excluye el riesgo de demanda • Un término de 10 años, por el contrario, parece excesivo para los existentes • Al terminar el período de asignación, los nuevos podrán pasar a ser remunerados como se remunera a los existentes

21. Esquema Propuesto: Críticas • Falta de Antecedentes • No hay experiencias anteriores con un esquema como el propuesto • Pero… • Las características del sistema eléctrico colombiano son muy particulares • Por lo tanto, no es posible esperar que en otro sistema se aplique un esquema idéntico • Hay abundante soporte teórico y experiencias con aspectos similares al esquema propuesto (PJM, Brasil, Panamá, STN Colombia, propuesta España)

22. COLOMBIA Muchas Gracias ! • COMISIÓN DE REGULACIÓN DE ENERGÍA Y GAS • CREG • Cra. 7 No. 71-52 Torre B Piso 4 • PBX: 3122020 - FAX: 3121900 • Línea Gratuita de Atención al Usuario: 01800 0112734 • Bogotá D.C. • Email: creg@creg.gov.co • Página web: www.creg.gov.co