Andesco - Sector Eléctrico en Colombia - Mercado y Regulación

Sector Elctrico en Colombia:

Mercado y Regulacin

ANDESCO

Diplomado UNAB en Servicios Pblicos Domiciliarios

a la Electrificadora de Santander - ESSA

Bucaramanga, Febrero 12 de 2010

Cadena Productiva del

Sector Elctrico

GENERACIGENERACIN (G)N (G)ProducciProduccin de energn de energa a partir a a partir de fuentes primariasde fuentes primarias

Mercado MayoristaMercado Mayorista Competencia en ofertas de corto plazo en la Bolsa de Energa

Competencia en ofertas en contratos a comercializadores y grandes clientes

TRANSMISITRANSMISIN (T)N (T)Transporte de energTransporte de energa a niveles a a niveles

de tenside tensin superiores a 220 kVn superiores a 220 kV

Ingreso ReguladoIngreso Regulado Monopolio natural

Competencia por la expansin a partir de 1999

Libre acceso a la red

Estampilla a nivel nacional

Recaudo nacional y distribucin de ingresos a propietarios a travs del LAC


Sector Elctrico


Sector Elctrico

DISTRIBUCIDISTRIBUCIN (D)N (D)Transporte de energTransporte de energa a niveles a a niveles

de tenside tensin inferiores a 220 kVn inferiores a 220 kV

Cargos ReguladosCargos Regulados Monopolio natural

Cargos mximos regulados por nivel de tensin para cada sistema regional y local

Remuneracin Subtransmisin: Ingreso mximo

Remuneracin Distribucin: Cargos mximos

COMERCIALIZACICOMERCIALIZACIN N (C)(C)Compra de energCompra de energa en el mercado a en el mercado mayorista y venta al detal a usuarios mayorista y venta al detal a usuarios GestiGestin del ciclo comercial de los clientesn del ciclo comercial de los clientes

Compra Venta de energCompra Venta de energaay Gestiy Gestin de clientesn de clientes Traslado de precio de compra a tarifa

Cargos regulados para el mercado regulado

Margen libre para el mercado no regulado

Estructura Institucional

Sector Elctrico

Control yVigilancia

Operacin

Regulacin

Planeacin

Direccin

MinMinasMinhacienda

y DNP

Presidencia

Ministerio de Minas y Energa

Unidad dePlaneacinMinero Energtica

Comisin deRegulacin deEnerga y Gas

ComitAsesor deComercializacin

CAC

Presidencia

Comit de Planeamiento de la transmisin

ConsejoNacional de Operacin

Superintendenciade ServiciosPblicos Superintendencia

de Servicios Pblicos Domiciliarios

Control yVigilancia

Operacin

Regulacin

Direccin

MinMinasMinhacienda

y DNP

Presidencia




Presidencia


MinMinasMinhacienda

y DNP




Presidencia


Presidencia

Superintendenciade Servicios

Pblicos Superintendenciade Servicios Pblicos

Domiciliarios

Planeacin

Operador del Mercado

Super Industria y Comercio

Estructura Operativa

Sector Elctrico

Clientes Regulados

Comercializadores

Distribuidores

Transmisores

Generacin

Operador del Mercado

Administrador del Mercado

TransaccionesInternacionales(TIES)

Energa en contratosbilaterales

Uso delSTN

Uso del SDL/STR

Energa consumida Energa en bolsa, Uso del STN, Restricciones, CND, ASIC

ClientesNo Regulados Flujos comerciales

Otros paises

Liquidador y Administrador de Cuentas

Energa en Bolsa

Energa en contratosbilaterales

Cifras Generales

Sector Elctrico en Colombia

Fuente:

Situacin Sistema Interconectado Nacional - SIN

RESERVA HIDRULICA

Mximo Volumen de Reserva 16,402 GWh

SISTEMA DE TRANSMISIN NACIONAL

500 kV 2399 km

220-230 kV 11674 km

110-115kV 10095 km

CAPACIDAD CONEXIONES INTERNACIONALES

ECUADOR

Importacin 250 MW

Exportacin 500 MW

VENEZUELA

Importacin 205 MW

Exportacin 336 MW

DEMANDA DE ELECTRICIDAD

Energa Anual (12 meses) 53,870 GWh

Crecimiento Anual Energa 1.93%

Demanda Pico 9,079 MW

Crecimiento Anual Potencia 0.15%

CAPACIDAD INSTALADA

Hidrulica 8,994 MW

Gas 3,702 MW

Carbn 700 MW

Elica 19.5 MW

Otros 26 MW

CAPACIDAD TOTAL : 13,440 MW

Cifras Generales


Fuente: XM Informe de Operacin 2008

Cifras Generales


INTERCONEXIONES INTERNACIONALES COLOMBIA ECUADOR Y COLOMBIA VENEZUELA

Cuestecita (Co)- Cuatricentenario (Ve) 230 kV

Tib (Co) La Fra (Ve) 115 kV

San Mateo (Co) Corozo (Ve)230 kV

Ipiales (Co) Tulcan (Ec) 138 kV

Pto Carreo (Co) Pto Pez (Ve) 34.5 kV

Jamondino (Co) Pomasqui (Ec) (1) 230 kV

Jamodino (Co) Pomasqui (Ec) (2) 230 kVEn operacin (Co): nov/2007En operacin (Co-Ec): nov/2008

Cerromatoso (Co) Panam (Pan) 450 kV (DC)Entrada en operacin: 2014La UPME emiti concepto de conexin

2

1

3

4

7

8

Infraestructura existente

5

Ecuador

Colombia

Venezuela

Panam

1

2

3

47

8

5

6

6

Proyectos Recientes

Proyectos FuturosOperacin

Futuros

Fuente:

Cifras Generales


Fuente:

PROYECCIN DE DEMANDA Y POTENCIA DE ELECTRICIDAD

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

GW

h / A

o

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto

ProyeccinLa demanda en 2009 creci 1.8% frente a 2008. Fuente: XM

El crecimiento de la demanda est determinado principalmente por el crecimiento de la poblacin y el crecimiento econmico.

Para el horizonte 2008 - 2025 se espera que el crecimiento de la demanda alcance una tasa de 3,1% promedio anual.

-

4.000

8.000

12.000

16.000

20.000

24.000

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

MW

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Cap. Instalada

Proyeccin

Cifras Generales


Fuente:

Sistema Interconectado Nacional SIN a 2008

Agentes participantes en el

Sector Elctrico

GENERACIGENERACINN


Sector Elctrico

GENERACIGENERACINN

Fuente: CREG


Sector Elctrico

TRANSMISITRANSMISINNTransportistas

10

4

4

3

0

5

10

15

1995 2008

Pblicos Mixtos Privados

No .

11

Lneas 230 kV y 500 kV

8645

10822

10652399

0

4000

8000

12000

1995 2007

220/230 kV 500 kV

No.

DISTRIBUCIDISTRIBUCINN


Sector Elctrico

ComercializaciComercializacin ( C )n ( C )


Sector Elctrico

Fuente: XM

Calidad del suministro elctrico

Colombia es uno de los 3 pases con mejor calidad en el suministro de energa en Amrica Latina y el pas de la regin con mejor infraestructura energtica segn los empresarios

Calidad del suministro de energa elctrica, 2008-2009La calidad del suministro de energa elctrica en su pas (carencia de interrupciones y de fluctuaciones de voltaje) es (1=peor que en la mayora de los dems pases, 7=cumple con los ms altos estndares en el mundo)

Fuente: World Economic Forum, The World Competitiveness Report 2009-2010

Calidad del suministro elctrico

Eficiencia de la infraestructura energtica, 2009La infraestructura energtica en su pas es (1=ineficiente e inadecuada, 10=eficiente y adecuada)

Fuente: World Economic Forum, The World Competitiveness Report 2009-2010

Leyes 142 y 143 de 1994

Principios Generales

Libertad de entrada de agentes privados, pblicos o mixtos

Desintegracin vertical para inducir competencia: generacin, transmisin, distribucin-comercializacin para empresas constituidas despus de la ley 143

Competencia en generacin y en comercializacin

Precios basados en costos

Libre acceso a la red para generadores, comercializadores y usuarios

Liberalizacin gradual del mercado de usuarios finales

No rgimen de concesin o licencia del servicio en distribucin

Definicin de la empresa de servicio pblico (ESP) y su rgimen legal

Servicios pblicos inherentes a la finalidad social del Estado: asegurar la prestacin eficiente del servicio a todos los habitantes

Rgimen de subsidios explcitos

Separacin de funciones estatales: administracin, regulacin, control

Regulacin, control y vigilancia a cargo del Estado

Rgimen Legal SPD y

sector elctrico

AspectoAspectoAspectoAspecto Meta Meta Meta Meta

CuatrenioCuatrenioCuatrenioCuatrenio

Cobertura de energa elctrica 95,1%

Nuevos Usuarios con servicio de energa elctrica en las Zonas No

Interconectadas ZNI-

40.000

Nueva capacidad de generacin instalada en el Sistema

Interconectado Nacional SIN-

381MW

Nueva capacidad de generacin instalada en Zonas No

Interconectadas ZNI-

42 MW

Nuevos proyectos hidroelctricos de menor escala 7

Capacidad instalada de generacin con combustibles fsiles

sustituida con energa alternativas (excepto hidroelctricas)

7 MW

Areas con esquemas de gestin por resultados implementados 3

Incremento en el tiempo promedio de servicio de energa elctrica

en las Zonas No Interconectadas ZNI-

50

Localidades con sistemas de telemedida 50

Electrificadoras con vinculacin de capital privado 8

Plan Nacional de Desarrollo Ley 1151 de 2007

Rgimen Legal SPD y

sector elctrico

Cifras Generales


17

44

1995 2008

10

11

1995 2008

2429

1995 2008

GEN

ERAD

OR

ES

TRAN

SMIS

OR

ES

DIS

TRIB

UID

OR

ES

28

73

1995 2008

COM

ERCI

ALIZ

ADO

R

Principales logros del modelo

Capacidad de Generacin (MW)

Fuente: XM


Demanda de Energa1995 a 2009

Fuente: XM


Crecimiento de Demanda de Energa2009

Fuente: XM


Correlacin entre el PIB y Demanda de EnergaSerie 2005 a 2009

Fuente: DANE y XM. Elaboracin XM


Demanda mensual de EnergaEne-2010

Fuente: XM


Cobertura de energa elctrica

Fuente: DNP y MME


Demanda No Regulada y ReguladaDic-2009

Fuente: XM


Demanda por Distribuidor y ComercializadorDic-2009

Fuente: XM


Demanda mxima de Potencia elctrica Dic-2009

Fuente: XM

Mercado de Energa Mayorista

y Generacin

Operaciones del MEM: Contratos de Energa a Largo Plazo: pactados libremente entre generadores y comercializadores en cantidades y precios.

Transacciones de Energa en la Bolsa: A traves del Operador del Mercado para liquidacin horaria de acuerdo al despacho de generacin.

Servicios auxiliares de generacin: Para asegurar el cumplimiento de las normas sobre calidad, confiabilidad y seguridad del servicio de electricidad.

Proceso Operativo:Seguridad

ConfiabilidadEficiencia tcnica

Mecanismos de supervisin y control Regulacin de voltaje y frecuencia Protecciones Lmites de transferencia Coordinacin de mantenimientos Esquema de deslastre de cargas

Proceso Comercial:OportunidadTransparencia

Eficiencia econmica

Precio de bolsa Liquidacin de contratos LP vs demanda comercial

Obligaciones con la bolsa Reconciliaciones (Restricciones) Servicios auxiliares de generacin

Reglamento de Operacin del SIN

Res. CREG 025 de 1995 Res. CREG 024 de 1995

Funcionamiento del Mercado Mayorista

Mercado de corto plazo (Bolsa de energa):Ofertas libres de precio por planta

Oferta nica, sobre cerrado, antes de las 8 am del da anterior

Precio nico para las 24 horas del da siguiente

Incluye declaracin de disponibilidad e inflexibilidades

Incluye oferta de servicios auxiliares (AGC-SRSF) al mismo precio

Precios libres deben reflejar costos variables y costo de oportunidad del agua

Res. CREG 055 de 1994 (Art. 6o)

Ofertas de precio en la bolsa de energa. Los precios (...) deben reflejar los costos variables de generacin en los que esperan incurrir, teniendo en cuenta:

Plantas termoelctricas: costo incremental del combustible, costo incremental de administracin, operacin y mantenimiento, costos de arranque y parada y eficiencia trmica de la planta

Plantas hidroelctricas: costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta, teniendo en cuenta la operacin econmica a mediano y largo plazo del Sistema Interconectado Nacional ....


Mercado de corto plazo (Bolsa de energa):

Operador del Mercado (XM CND): Organiza ofertas en orden de menor a mayor precio ofertado hasta cubrir la demanda total en cada hora

La oferta requerida se remunera al precio de la ltima planta despachada, es decir, al PRECIO MARGINAL

La liquidacin de las transacciones horarias en la bolsa se realiza suponiendo un sistema de transporte de nodo nico, sin considerar restricciones en la red de transmisin (DESPACHO IDEAL)

El Precio marginal de la Bolsa se calcula con base en el Despacho Ideal


Mercado de corto plazo (Bolsa de energa):

Restricciones: Generacin de seguridad fuera de mrito

Limitaciones de la red por razones

Elctricas (capacidad, indisponibilidad)

Operativas (confiabilidad, estabilidad de tensin, estabilidad de frecuencia, seguridad)

Reconciliaciones positivas: costos de la generacin real superior a la programada en el despacho ideal, necesaria para suplir generacin de seguridad

El costo de restricciones en el STN se traslada a los comercializadores a nivel nacional a prorrata de su demanda

REC = PR x (Generacin Real Generacin Ideal)Donde:

PR = Min (Precio de referencia; Precio de Oferta)

Res. CREG 034 de 2001 determina precios de referencia para generadores trmicos y generadores hidrulicos


Despacho econmico del parque de generacin

DESPACHO PRELIMINAR DESPACHO PROGRAMADO DESPACHO REAL

DESPACHO IDEAL


Los precios de oferta se mueven con las reservas energticas, los mantenimientos y las salidas inesperadas de operacin

kWh

Curva de oferta de corto plazo

$/kWh

Precios

Energa

Curva de Demanda

Precio de Racionamiento

CEE

Planta Marginal despachada

Precio de Bolsa

Despacho econmico del parque de generacin


Mercado de Contratos de largo plazo

Contratos de cobertura financiera, no implican entrega fsica

Los contratos de cada generador se despachan en la bolsa

Los generadores y comercializadores compran y venden diferenciasen la bolsa

Contratos entre generadores y comercializadores y entre generadores y usuarios no regulados

Reglas contractuales diferentes dependiendo del Mercado:

Mercado Regulado:

Convocatoria pblica de ofertas

Decisin de adjudicacin basada slo en precio

Mercado No Regulado:

No hay reglas de contratacin


Mercado de Contratos de largo plazo

Contratos bilaterales para el Mercado Regulado (Res. 020 de 1996)

Comercializadores del Mercado Regulado estn obligados a comprar la energa para atender su demanda mediante contratos

Excepcionalmente pueden comprar en bolsa, cuando no hayan obtenido ofertas

Procedimiento de convocatoria pblica

Empresas integradas verticalmente no pueden cubrir con energa propia ms del 60% de la energa requerida para atender la demanda de su mercado regulado


Evolucin Precios de Bolsa y Contratos2004-2009


Fuente: XM

Transacciones del Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos)2004-2009


Fuente: XM

Las Transacciones superan en un 50% aprox la demanda comercial

Mercado Mayorista

Transacciones del Mercado de Energa Mayorista

Transacciones en el Mercado

Spot

Contratos Bilaterales Financieros

Cargo por Confiabilidad Servicios de

respaldo

Mercado de Energa

Fuente: MME-CREG-XM

TIEs

Monto Transacciones del Mercado Mayorista2008


Fuente: XM. Elaboracin CREG

02 de mayo de 2009 2

La dependencia de Colombia de los recursos hidrulicos hace necesario que el sector elctrico cuente con suficiente energa firme para atender la demanda en situaciones de escasez

77%

23%

Generacin en condiciones

normales

66%

34%

Capacidad instalada

52% 48%

Generacin en condiciones de

escasez

TrmicaHidrulica

Cuando se presenta el fenmeno de El Nio en el Ocano Pacfico, Colombia

presenta situaciones de sequa extrema que afectan la disponibilidad de su

parque hidroelctrico

Fuente: MME-CREG-XM

Cargo por confiabilidad

Fuente: MME-CREG-XM


Se deben generar los incentivos necesarios para que haya suficiente energa firme que garantice la adecuada atencin de la demanda.

Nivel de los embalses en kWh

La cantidad de energa en el

sistema puede bajar durante perodos de

escasez

52% 48%

77%

23%


Fuente: MME-CREG-XM


Se debe garantizar la

confiabilidad del sistema

Suficiente energa firme para afrontar contingencias

Algunos generadores solo operarn en condiciones de escasez y, por ello,

tendran un ingreso incierto

Habra pocos incentivos para

invertir en generacin

Debido a la incertidumbre de las transacciones en la Bolsa, se requiere un esquema de incentivos para garantizar que haya suficiente firmeza para garantizar la confiabilidad del sistema


1996 - 2006 2007 en adelanteCargo por Capacidad

Producto: Capacidad MW

Cargo por Confiabilidad

Producto:Obligaciones de Energa Firme (MWh)

Asignacin:Anual y Centralizada mediante simulaciones con modelo hidrotrmico

Precio:Establecido por el reguladorUSD 5.25/Kw-mes, USD 11.064 / MWh

Asignacin:Mediante subastas Anual para plantas existentesHasta por 20 aos para plantas nuevasTransicin Dic. 2007-Nov 2012

Precio:Definido por la subastaTransicin:

USD 6.19/Kw-mes, USD 13.045 / MWh Prima de USD 0.94/Kw-mes incentivo uso de combustibles sustitutos

Obligacin:Mantener disponibilidad de la planta

Obligacin:Asegurar disponibilidad de planta y combustiblesEntregar Energa Firme en condiciones de escasez



Resoluciones071 de 2006

SUBASTAASIGNACIN

DE GPPS

6 y 7 de mayo de 2008 13 de junio de 2008

086 de 2006 y 061 de 2007

PROMOCION

112 de 2006 031 de 2007 101 de 2007

Garantas

Resoluciones Emitidas por la CREG, en relacin con el Cargo por Confiabilidad.

7

20

9

0

5

10

15

20

2006 2007 2008 Fuente: XM


Subasta de OEF: Asignacin entre generadores de OEF requeridas para cubrir la demanda del Sistema para el perodo.

Mercado de Obligaciones de Energia Firme (OEF)

Subasta de reloj descendenteAsignacin de OEF a precio de cierre de la subasta

Subasta para el perodo dic12-nov13

Planta CapacidadMW 2014-2015 2018-2019 Inicio Fin

PESCADERO 1200 0 1.085 12-2018 12-2038

QUIMBO 396 400 1.650 12-2014 12-2034

SOGAMOSO 800 400 2.350 12-2014 12-2034

PORCE IV 400 0 962 12-2015 12-2035

MIEL II 135 183 184 12-2014 12-2034

CUCUANA 60 49 50 12-2014 12-2034

TOTAL 2396 1.032 6.281

Fecha de Vigencia OEF - GWh AoPlanta Capacidad OEF Fecha deMW GWh-ao Entrada

GECELCA 3 150 1.116 Jun 1-2012

TERMOCOL 201 1.678 Dic 1-2012

AMOYA 78 587 Ene 30-2011

Asignacion OEF Plantas Nuevas Asignacion OEF Plantas GPPS

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 ........ 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

GWh

Demanda

Perodo de Transicin

Energa a subastar

aos

Perodo de Vigencia de la Obligacin hasta de 20 aos

100% Hidrulicas


51

Diciembre 1 de 2012*Fecha de Entrada :Est compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Informacin Adicional :

S/E Santa Marta 220 kV / 110 kVConexin :

4,596,475 kWh/da(1.678 TWh/ao)

ENFICC :Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)Tecnologa :201.6 MWCapacidad Efectiva :

Diciembre 1 de 2012*Fecha de Entrada :Est compuesta por 4 unidades con Turbinas de Gas Westinghouse 501*

Informacin Adicional :

S/E Santa Marta 220 kV / 110 kVConexin :

4,596,475 kWh/da(1.678 TWh/ao)

ENFICC :Gas Natural / Diesel (Fuel Oil 2)Tecnologa :201.6 MWCapacidad Efectiva :

Junio 1 de 2012*Fecha de Entrada :

S/E Cerromatoso 110 kVConexin :

3,060,000 kWh/da(1.116 TWh/ao)

ENFICC :CarbnTecnologa :150 MWCapacidad Efectiva :

Junio 1 de 2012*Fecha de Entrada :

S/E Cerromatoso 110 kVConexin :

3,060,000 kWh/da(1.116 TWh/ao)

ENFICC :CarbnTecnologa :150 MWCapacidad Efectiva :

Enero 30 de 2011*Fecha de Entrada :

Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Conexin :

587,031 kWh/da(0.214 TWh/ao)

ENFICC :HidrulicaTecnologa :78 MWCapacidad Efectiva :

Enero 30 de 2011*Fecha de Entrada :

Nueva S/E 230 kV (Entre Betania y Mirolindo 230 kV) - Por Definir -

Conexin :

587,031 kWh/da(0.214 TWh/ao)

ENFICC :HidrulicaTecnologa :78 MWCapacidad Efectiva :

* Segn Comunicacin CREG S-2008-001282

CxC: ASIGNACIN SUBASTA 2008

Fuente: XM


Fuente: XM

52Capacidad

Efectiva :1200 MW

Tecnologa : HidrulicaENFICC : 8563 GWh/ao

Capacidad Efectiva :

396 MW



800 MW



60 MW



400 MW



135.2 MW


Capacidad Efectiva TOTAL :

2991.2 MW

Tecnologa :

Hidrulica

ENFICC Verificada

TOTAL :

16261 GWh/ao

ENFICC Asignada TOTAL :

6281 GWh/ao

Fuente: XM

Aumento en la participacin de generacin hidrulica y de generacin trmica a base de combustibles lquidos...


CxC: Subasta de Largo plazo (GPPS)

Fuente: XM

Balance GPPS

-

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2014-2015 2015-2016 2016-2017 2017-2018 2018-2019

GW

h-a

PORCE IV PESCADERO-ITUANGO SogamosoMiel II Cucuana El QuimboCM

SE ASIGNARON OEF PARA 20 AOS A TODOS LOS PROYECTOS GPPS, A UN PRECIO DE 13.998 USD/MWh Y UN 64% DE LA CANTIDAD MXIMA DISPONIBLE (CM)

Fuente: XM

Aumento en la participacin de generacin hidrulica y de generacin trmica a base de combustibles lquidos...



Fuente: XM

ALGUNOS NUEVOS RETOS DEL ESQUEMA DEL CXC1.Involucrar en etapas tempranas la gestin ambiental

2.Actualizar y desarrollar la Expansin en Transmisin

3.Seguimiento a la demanda para el cubrimiento de los incrementos de la demanda faltante por asignar

4.Seguimiento efectivo a la construccin de las obras para garantizar la entrada en operacin o para tomar oportunamente las medidas requeridas

5.Desarrollar nuevos mecanismos de cubrimiento ante la volatilidad de los precios futuros

6.Avanzar en la consolidacin de sinergias con otros sectores para continuar el desarrollo integral del mercado elctrico

7.Aprovechar la expansin asignada para convertir a Colombia en un polo de exportacin de energa a Centroamrica y a la regin Andina.

Transmisin y Distribucin

SISTEMA DE TRANSMISIN NACIONAL

La Red de Transmisin garantiza la existencia del mercado de intercambios de energa a nivel nacional

Supuesto de mercado uninodal: Venta de energa en el mercado independientemente de la distancia con respecto a la demanda o de limitaciones en la red de transmisin

Restricciones en la red de transporte: mantenimientos, atentados, salidas no programadas

Costos por desplazamiento de plantas en el despacho de mnimo costo

Traslado a los comercializadores a prorrata de su demanda

A partir de 1999 todas las expansiones del STN se realizan mediante convocatorias pblicas de ofertas de construccin y operacin

La UPME elabora el Plan de Referencia de Expansin en Generacin y Transmisin, define los proyectos necesarios para la expansin del STN y procede a desarrollar procesos de convocatorias pblicas

Regulacin Transmisin Nacional

Obras de Transmisin de Mediano Plazo (10 aos)

Nuevas subestaciones a 500 kV: 7 (Nueva Esperanza, Porce III, Sogamoso, Porce IV, Occidente, Sur de Cali, Ituango)

Nuevas subestaciones a 230 kV: 6 (Bosque, Sogamoso, Armenia, Guayabal, Quimbo, Cali).

Nuevas conexiones STN/STR: 5 (Bosque, Nueva Esperanza, Armenia, Guayabal, Cali)

Red adicional a 500 kV: 1,162 km

Red adicional a 230 kV (Sencillo): 236 km

Red adicional a 230 kV (Doble): 226 km

Red en corriente continua 450 kV: 600 km(interconexin con Panam)

Soga

Por4Por3Itua

Cali Sur

N.Esp

Virg

S.Car Prim

Oca

Cop

BolSaba

Occi

S.Mar

Bac

CerroChi

Soga

Por4Por3Itua

Cali Sur

N.Esp

Virg

S.Car Prim

Oca

Cop

BolSaba

Occi

S.Mar

Bac

CerroChi

Soga

Por4Por3Itua

Cali Sur

N.Esp

Virg

S.Car Prim

Oca

Cop

BolSaba

Occi

S.Mar

Bac

CerroChi

PLAN DE EXPANSIN DE REFERENCIA GENERACIN TRANSMISIN 2009 - 2023

Fuente:

Sistema de Transmisin Nacional STN

Inversiones en Transmisin en los prximos 10 aos

Dlares calculados a diciembre de 2008.* Red por definir

Ao Proyecto Costo Proyecto [Milones US$] Inversiones

[Milones US$] Observacin

El Bosque 23.94 ConvocatoriaSanta Marta 2.75 Por transportador

Nueva Esperanza 76.23 ConvocatoriaReactores Sur del pas 5.25 Convocatoria

Armenia 14.83 ConvocatoriaMiel 2 3.65 Convocatoria

Guayabal 230 kV y lneas *El Quimbo 31.84 ConvocatoriaSogamoso 35.86 Convocatoria

2014 Enlace Bogot - Valle a 500 kV 61.06 61.06 *2015 Porce IV 22.67 22.67 *2016 - - - -

Ituango 190.18 *Enlace Medelln - Valle a 500 kV 143.38 *

TOTAL 611.65

2010 26.69

2011 96.30

2017 333.56

2012 3.65

2013 67.71

PLAN DE EXPANSIN DE REFERENCIA GENERACIN TRANSMISIN 2009 - 2023

Los 6 proyectos definidos en el Plan de Expansin 2009-2023 ascienden cerca a US$ 94 millones.

De acuerdo con la fecha de entrada en operacin, los procesos de Convocatoria de las obras se desarrollarn en el siguiente orden: Reactores, Armenia, Miel II, Sogamoso y El Quimbo.

Fuente:


Proyectos aprobados en el Plan de Expansin por la UPME

Adjudicados a travs de mecanismo de Convocatorias Pblicas

Adjudicacin al menor VPN del Ingreso Anual Esperado en USD$ durante 25 aos

Ingreso reconocido durante 25 aos, en US$ actualizado cada mes con PPI, liquidado con tasa de cambio representativa

Proyectos aprobados en el Plan de Expansin por la UPME

Adjudicados a travs de mecanismo de Convocatorias Pblicas

Adjudicacin al menor VPN del Ingreso Anual Esperado en USD$ durante 25 aos

Ingreso reconocido durante 25 aos, en US$ actualizado cada mes con PPI, liquidado con tasa de cambio representativa

Nuevos ProyectosActivos Existentes

Base de Activos: Unidades Constructivas reconocidas por el reguladorValoracin por VRN (Valor de Reposicin a Nuevo)

Vida til: 30 40 aos

Tasa de descuento: 11,5% real a.i.

AOM: Promedio entre AOM gastado entre 2001 2007 y remunerado 2008

Ingreso mximo reconocido por perodos quinquenales

Base de Activos: Unidades Constructivas reconocidas por el reguladorValoracin por VRN (Valor de Reposicin a Nuevo)

Vida til: 30 40 aos

Tasa de descuento: 11,5% real a.i.

AOM: Promedio entre AOM gastado entre 2001 2007 y remunerado 2008

Ingreso mximo reconocido por perodos quinquenales

IMTj,m: Ingreso Mensual del Transportador j, para el mes m. ($)IATj: Ingreso Anual Aprobado del Transportador j. ($)IEj,m: Ingreso Esperado por Convocatorias adjudicadas al TN j. ($)VMCj,m: Valor Mensual a Compensar por el TN j. ($)IPP: ndice de Precios al Productor Total Nacional (mes m-1, mes 0 =

diciembre de 2008).

(Res. CREG 011/09)


Operadores de Red: Empresas Distribuidoras a cargo de la administracin, operacin, mantenimiento y expansin de las redes de subtransmisin y distribucin:

Nivel I: tensiones menores a 1 kV

Nivel II: mayor o igual a 1 kV y menor a 30 kV

Nivel III: mayor o igual a 30 kV y menor a 57.5 kV

Nivel IV: mayor o igual a 57.5 kV y menor o igual a 115 kV

Servicio prestado de manera integrada con la comercializacin

A diferencia de otros pases en Colombia no existe un rgimen de concesin o licencia de servicio en distribucin

Obligacin de conectar a todos los clientes que soliciten el servicio siempre que sea viable tcnica y econmicamente

En la prctica al Operador de Red se le termina imponiendo el papel de prestador de ltima instancia

Regulacin Distribucin

Prestacin del servicio dentro de los lmites geogrficos histricos de cada empresa:

Decisiones de expansin autnomas

Diferencias tarifarias entre regiones (urbanas vs rurales)

Problemas en fronteras: competencia por clientes

By pass o migracin de clientes hacia niveles superiores de tensin

Regulacin de monopolio natural:

Precio o ingreso mximo

Nivel 4: remuneracin por ingreso mximo

Niveles 3, 2 y 1: remuneracin por precio mximo

Calidad mnima: rgimen de calidad media - compensacin

Revisiones tarifarias quinquenales (perodos tarifarios)


En trminos generales el Cargo de Distribucin se calcula como:

El ingreso anual reconocido resultado de la suma de la anualidadequivalente del valor reconocido de los activos (A[VNR]) ms el gasto anual reconocido de AOM,

Dividido por la energa til (EU) de cada nivel de tensin

n

nnnn EU

AOM+vu),WACC,A(VNR=CD

A(VNR,WACC,vu): anualidad reconocida VNR: Valor de reposicin a nuevo AOM: gastos anuales reconocidos por AOM WACC: costo de capital reconocido vu: vida til de los activos EU: energa til n: nivel de tensin

Inversin Gastos Operacionales

Entradas Prdidasreconocidas


Remuneracin de la Base de Inversiones Cambio en el concepto de Unidad Constructiva:

De remunerar funcionalidad a remunerar existencia fsica de elementos y equipos

Cambios en nmero y composicin de las UUCC

Costos de reposicin: Informacin histrica aportada por las empresas

Clasificacin de las UUCC (por nivel de tensin):1. Lneas (conductores, apoyos y accesorios)

2. Equipos de subestacin (bahas de lnea, bahas de transformador, bahas de barraje, mdulos comunes, etc.)

3. Transformadores de potencia

4. Compensaciones

5. Equipos de lnea (descargadores de sobretensiones, reconectadores, interruptores, detectores de falla, etc.)

6. Centro de control (Scada, EMS, DMS, GIS, ICCP, sistema de medida y registro de la calidad, sistema de comunicaciones, edificio)


Nivel IV 110/57,5 kV

Nivel III 34,5 kV

Nivel II 13.8

kV

Nivel I

Nivel IV 110/57,5 kV

Nivel III 34,5 kV

Nivel II 13.8

kV

Nivel I

El Costo de Capital Regulado

El concepto de Riesgo Pas

Adems de los conceptos de prima por riesgo de mercado y prima de riesgo de portafolio individual, es comn incluir adems una prima por el riesgo de las inversiones en un pas determinado (CR: country risk).

Esta prima refleja la rentabilidad exigida por un inversionista por colocar su capital en un pas determinado.

La prima por riesgo pas se mide a travs de los spreads de la deuda pblica nacional colocada en el mercado internacional, con respecto a los bonos del tesoro norteamericano.

E(Ri) = Rf +(E(Rm)-Rf)*Bi

E(Ri) = Rf +(E(Rm)-Rf)*Bi + CR

Ke = Rf +(E(Rm)-Rf)*Bi + CR


El Costo de Capital Regulado Dado que las tarifas generan flujos de ingresos antes de impuestos, para

clculos tarifarios se utiliza el WACC antes de impuestos:

WACCai = WACCdi/(1 t)

STR SDL ESTRUCTURA DE CAPITAL

Deuda = 40,0% 40,0%Capital Propio = 60,0% 60,0%

COSTO DE LA DEUDACosto Real = 6,94% 6,94%

Costo Nominal = 9,61% 9,61% COSTO DEL CAPITAL PROPIO

Tasa libre de riesgo = 4,88% 4,88%Beta (SIC 4911) = 0,44 0,44

Ajuste de Beta = 0,11 0,22Prima riesgo mercado = 7,05% 7,05%

Prima riesgo pas = 2,85% 2,85%Beta desapalancado = 0,55 0,66

Beta apalancado = 0,80 0,95Prima riesgo negocio = 5,61% 6,73%

COSTO PROMEDIO PONDERADOWACC USD desp. imp. = 10,58% 11,25%WACC USD antes imp. = 15,79% 16,80%WACC real antes imp. = 13,0% 13,9%

BJA = BJNA * [1+ (1-t)*(Deuda/Patrimonio)]


Comercializacin Minorista

Agentes Comercializadores (Res. 054 de 1994)

Empresas constituidas con anterioridad a la ley 143 de 1994 Empresas constituidas con posterioridad a la ley 143 pueden ser:

Generadores Comercializadores Distribuidores Comercializadores Comercializadores independientes

Prestadores marginales (art. 15 ley 142 de 1994)

Todas las empresas estn obligadas a mantener separacin de actividades, en particular, llevar contabilidades separadas de acuerdo con los sistemas que establezca la SSPD

Obligacin de comercializar en el mercado regulado

Obligacin de atender todas las solicitudes razonables de suministro de electricidad

Las empresas distribuidoras estn obligadas a realizar la actividad de comercializacin para el mercado regulado en su rea de servicio

No se reconocen los costos de prestador de ltima instancia

Regulacin Comercializacin

Regulacin de la Actividad de Comercializacin

Lmites para Mercado No Regulado

2 MW hasta Dic. 31 de 1996 1 MW hasta Dic. 31 de 1997 O,5 MW o 270 MWh-mes hasta Dic. 31 de 1999 0,1 MW o 55 MWh-mes a partir de Enero 1 de 2000

Elegibilidad para Mercado No Regulado (Res. 131 de 1998)

La potencia debe medirse en un punto individual de entrega El usuario mantiene su condicin de usuario regulado hasta que no indique en

en forma expresa lo contrario Instalaciones existentes: Medicin de la demanda promedio en forma continua

de los ltimos seis meses Instalaciones nuevas: Demanda esperada En caso de incumplimiento se refactura a tarifa regulada ms mora

Competencia por clientes en el Mercado Regulado

Derecho a elegir comercializador Competencia con base en cargo G y cargo C regulados Se deben instalar equipos de medida para individualizar frontera comercial



Resolucin CREG-108 de 1997: Derechos de los Usuarios

Usuarios regulados y No regulados Servicios domiciliarios de Energa Elctrica y Gas Combustible por red

Derechos y garantas mnimas de los usuarios

Contrato de condiciones uniformes Entre comercializador y usuario Las obligaciones del comercializador con sus usuarios en lo relacionado

con la actividad de distribucin deben ser respaldadas a travs de un contrato comercializador-operador de red

Falla en la prestacin del servicio Se determina sobre la base de los niveles de calidad y continuidad del

servicio estipulados en el contrato y la regulacin Derecho a no cobro de cargo fijo e indemnizacin por perjuicios

Terminacin unilateral Permanencia mnima de 12 meses con el comercializador anterior, o la

definida en contrato bilateral Paz y salvo o aval por obligaciones



Resolucin CREG 108 de 1997: Derechos de los Usuarios

Medicin individual del consumo: Todos los usuarios deben tener medidor Se exceptan inquilinatos y zonas en proceso de normalizacin En nivel 1 no se puede exigir medicin de potencia El usuario est obligado a instalar el medidor con las especificaciones

definidas por la empresa La empresa puede ofrecer la instalacin del medidor

Investigacin de desviaciones signiicativas

Sanciones por incumplimiento de contrato Art. 54 declarado nulo por sentencia del Consejo de Estado (expediente

26520, 30 de julio de 2008) Incluye nulidad del pargrafo 2o, mtodo para determinar energa

consumida dejada de facturar Causales de suspensin y terminacin del contrato

Debido proceso


Remuneracin de la Comercializacin para MR:

Cargo C: Costo de comercializacin por usuario Calculado en 1997 con metodologa de eficiencia relativa (DEA) para

mercados comparables Costos de procesos relacionados con la atencin de clientes:

Medicin, lectura, facturacin, reparto, atencin de reclamos, recaudo

Reconoce un margen del 15% sobre costos directos como margen para el comercializador para cubrir riesgo de cartera y rentabilidad sobre inversin

El costo de comercializacin aprobado en pesos por factura se transforma en un cargo en pesos por kWh dividiendo por el consumo promedio de los usuarios durante el ao anterior



Remuneracin de la Comercializacin para MR:

Problemas de la comercializacin regulada:

Fallas en el mercado de contratos bilaterales Recuperacin incompleta del costo de compra (rezagos, factor alfa) Recaudo de toda la cadena del servicio Impuestos no reconocidos (GMF, timbre, ICA) Altos niveles de cartera y prdidas en zonas rurales y de bajos

ingresos Retraso en giro de subsidios

El costo de comercializacin es por naturaleza un cargo fijo (costo de atencin de clientes, independiente del nivel de consumo)

La variabilizacin del costo de comercializacin produce efecto de descreme de mercado por parte de agentes que pueden tener costos por cliente superiores

Regulacin de la Actividad de ComercializacinRegulacin Comercializacin

FRMULA TARIFARIA GENERAL: COSTO PRESTACIN DEL SERVICIO Vigente: Resolucin CREG-119/07 (Entr en vigencia a partir de Feb/08)

35%100% 8% 36% 11% 7% 2%

Transicin:

Regulacin ComercializacinFrmula Tarifaria

Rgimen de Solidaridad:

Subsidios y Contribuciones

Los inmuebles residenciales a los cuales se provean servicios pblicos se clasifican en seis estratos econmicos as:Los inmuebles residenciales a los cuales se provean servicios pblicos se clasifican en seis estratos econmicos as:

BajoBajo--bajobajo11

BajoBajo22

MedioMedio--bajobajo33

MedioMedio44

MedioMedio--altoalto55

AltoAlto66

MetodologMetodologa:a:DANE DANE Departamento Nacional Departamento Nacional

de Estadde Estadstica (2004)stica (2004)

Responsable de hacer la estratificaciResponsable de hacer la estratificacin:n:

MunicipiosMunicipiosComitComits de Estratificacis de Estratificacinn

Estrato


Altura < 1000 m.s.n.m. Altura > 1000 m.s.n.m.

2004 193 1822005 186 1652006 179 147

2007 en adelante 173 130

consumo de subsistencia (kWh - mes)Ao

Estrato 1 Estrato 1 00-- 200 60 % (Ley 1117200 60 % (Ley 1117//06)06)> 200 100 %> 200 100 %

Estrato 2 Estrato 2 0 0 -- 200 50 % (Ley 1117200 50 % (Ley 1117//06)06)> 200 100 %> 200 100 %

Estrato 3 Estrato 3 0 0 -- 200 15 %200 15 %> 200 100 % > 200 100 %

Niveles de Consumo de Subsistencia definidos por la UPME


Ley 812 de 2003 y Ley 1117 de 2006

La aplicacin de subsidios al costo unitario de los usuarios pertenecientes a los estratos socioeconmicos 1 y 2 deberhacerse de tal forma que el incremento tarifario a estos usuarios en relacin con sus consumos bsicos o de subsistencia corresponda en cada mes como mximo a la variacin del ndice de Precios al Consumidor -IPC

En todo caso el porcentaje de subsidios no podr ser superior al 60% del CU en el estrato 1 y al 50% del CU en el estrato 2


Contribucin de Solidaridad:

Factor de aporte que realizan los sectores de mayor capacidad econmica para subsidiar los consumos de subsistencia de los usuarios residenciales de menores ingresos.

20% sobre el valor del servicio sin incluir cargos por conexin

De carcter nacional en el Sistema Interconectado y su pago es obligatorio para los siguientes usuarios:

Residenciales de Estratos 5 y 6

Industriales

Comerciales

Contribucin de Solidaridad:

Factor de aporte que realizan los sectores de mayor capacidad econmica para subsidiar los consumos de subsistencia de los usuarios residenciales de menores ingresos.

20% sobre el valor del servicio sin incluir cargos por conexin

De carcter nacional en el Sistema Interconectado y su pago es obligatorio para los siguientes usuarios:

Residenciales de Estratos 5 y 6

Industriales

Comerciales


Tarifa =Costo - Subsidio

40%

60%

Estrato I

50%

50%

15%

85%100%

Estrato 4

100%

20%

Estrato 2

Estrato 3

Estrato 5 y 6

Tarifa = Costo

Tarifa = Costo + Contribucin

Tarifa

subsidio

costo

contrib

bajo-bajo bajo medio- bajo medio Medio alto

Consumo bsico de subsistencia


-400

-200

-

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Subsidios * Contribuciones * Dficit Anual Acumulado (Dficit vs. Aportes PGN)

Mile

s de

M

illon

es $

Ley 812/03 Crecimiento tarifas estrato 1 y 2 con el IPC + Aplicacin

nuevos cargos de distribucin

Efectos Barrios Subnormales CREG 120/02

Desmonte de Subsidios

Extralegales respecto a topes

Ley 1117/06 Ajustes porcentajes iniciales de

Subsidios en 50% y 40%

Evolucin Balance Subsidios y Contribuciones Energa Elctrica1998 - 2008

2007 2008: Fuerte incremento en el dficit debido a:

Mayores costos de compra de energia (incremento del 15%)

Mayores subsidios en las Zonas No Interconectadas (Res. MME 18 2138/07) Sobre el 100% del consumo y sobre la totalidad de los usuarios Subsidio igual a la diferencia entre el costo unitario y la tarifa de usuarios del

mismo estrato la capital ms cercana del SIN Se elimina el subsidio de ECOPETROL al combustible para generacin trmica

en ZNI y el del IPSE a la operacin y mantenimiento de plantas


Gracias

Marco A. Vera Daz

Director Sectorial de Energa y Gas

ANDESCO

[email protected]

Date post:	17-Oct-2015
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Andesco - Sector Eléctrico en Colombia - Mercado y Regulación

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