INTEGRACIONES ELÉCTRICAS EN LOS PAISES LATINOAMERICANOS Recopilación: Alberto Brugman Noviembre 29 de 2011.

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1 INTEGRACIONES ELÉCTRICAS EN LOS PAISES LATINOAMERICANOS Recopilación: Alberto Brugman Noviembre 29 de 2011

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3 DOCUMENTACION CONSULTADA  "Evaluación y Perspectivas del Proceso de Integración Eléctrica Mesoamericana". PROYECTO SIEPAC. Génesis, Desafíos y Oportunidades. Borrador. 5 de abril de 2011. BID  "Desafíos para el desarrollo del Mercado Eléctrico Regional (MER) y Hoja de Ruta para el Fortalecimiento Institucional y Regulatorio del MER". (Propuesta de Hoja de Ruta revisada). Borrador. 24 de agosto de 2011.  "Evaluación y Perspectivas del Proceso de Integración Eléctrica Mesoamericana". ANALISIS EX- ANTE Y EX-POST DE LOS BENEFICIOS DEL PROYECTO SIEPAC. (borrador para discusión). Marzo 18, 2011. BID  "La integración energética mesoamericana. DESAFÍOS INSTITUCIONALES Y REGULATORIOS". BID. L.M. Caruso. Mayo 2010.  "Proyecto CIER 15 Fase II". Informe Final. Preparado para CIER. Synex. PSR. M. Energéticos.  "ESTUDIO PARA ANÁLISIS DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICO ECONÓMICA DE INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA ENTRE BOLIVIA, CHILE, COLOMBIA, ECUADOR Y PERÚ. Informe Final. Noviembre 2009. Preparado para el PNUD por EE Ltda - COSANAC SAC - KAS Ingeniería.  "Estudio programático regional para el sector energético de AMÉRICA CENTRAL Aspectos generales y opciones". Panorama General del Sector. Noviembre 2010. F. Lecaros, J.M. Cayo, M. Dussan, World Bank, ESMAP.

4 CONTENIDO  1.Mercados nacionales de electricidad  2.Interconexiones internacionales  3.Beneficios netos económicos  4.Instituciones, acuerdos y regulaciones  5.Conclusiones y recomendaciones

5 1.Mercados nacionales de electricidad

6 1. Mercados nacionales de electricidad Centroamérica & México

7 1. Mercados nacionales de electricidad Países Andinos & Chile

8 1. Mercados nacionales de electricidad Países del Mercosur

9 2.Interconexiones internacionales

10 2.Interconexiones Internacionales América Central

11 2.Interconexiones Internacionales América del Sur

12 2.Interconexiones Internacionales Intercambios Históricos

13 3.Beneficios netos económicos

14 3.Beneficios netos económicos: Muestra de proyectos (CIER)

15 3.Beneficios netos económicos: proyecto Siepac (BID)

16 3.Beneficios netos económicos: países Andinos & Chile (PNUD)

17 3.Beneficios netos económicos: Su distribución > Regulación Económica  Se precisa distribuir los costos de inversión y de O&M  Se precisa realizar acuerdos operativos para garantizar suministro y confiabilidad  Las transacciones internacionales de electricidad implican que los precios en los países exportadores suban y bajen los de los importadores  Perderían: consumidores en países exportadores y generadores en países importadores. Ganarían: consumidores en países importadores y generadores en países exportadores  Los países exportadores aumentan costos ambientales y los importadores las reducen  Si se imponen tarifas de transmisión internacional basadas en costos las rentas pueden quedar en manos de algunos agentes  Se precisa establecer un mecanismo de asignación de las rentas para compensar a perdedores

18 4.Acuerdos y regulaciones

19 4.Acuerdos y regulaciones: el MER Centroamericano  Fundamentación: Tratado Marco (revisiones: Protocolos)  Caracterización: 7º Mercado Eléctrico en CA (Energía & Capacidad de Transmisión)  Instituciones: CRIE, EOR, EPR, Comité de Vigilancia (futuro)  Soporte: Proyecto SIEPAC (300MW > 600 MW & Planeación y coordinación regional)  Reglamentación: RTMER > RMER  Operación histórica: Intercambios de Oportunidad (RTMER)  Operación Futura: Intercambios firmes y desarrollo de generación regional (RMER)

20 4.Acuerdos: Interconexión México - Guatemala  Acuerdo: Gobiernos México & Guatemala  Desarrollo: CFE - CENACE & INDE (a riesgo propio)  O&M: CFE & INDE  Coord. Operativa & Comercial: AMM & CFE- CENACE (tarifa de transmisión)  Aprovechamiento: Contrato de compra de 120 MW de INDE a CFE  Concepción: Acuerdo bilateral inicial e inclusión al MER en el largo plazo

21 4.Acuerdos: Interconexión Colombia - Panamá  Acuerdo: Gobiernos Panamá & Colombia  Armonización regulatoria: Capacidad Firme & Energía Firme  Desarrollo: ICP (ETESA & ISA) a riesgo propio  Financiación: Alto costo de inversión y subasta de capacidad  O&M: ETESA & XM  Coord. Operativa & Comercial: CND & XM  Aprovechamiento: Intercambios de Oportunidad & Contratos de venta de energía de generadores Colombianos a Distribuidores en Panamá (y resto Centroamérica)  Concepción: Acuerdo bilateral inicial e inclusión al MER en el largo plazo

22  Aprobación: diciembre de 2002 “Decisión 536: Marco (jurídico) general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambios internacionales de electricidad“  Comité Andino de Servicios de Electricidad para el establecimiento de políticas y las agencias reguladoras (CANREL): i) Grupo de Trabajo de las Agencias de Servicio Eléctrico (GTOR) para armonizar los marcos normativos, y ii) el Grupo Técnico de planificación (GOPLAN) Principios:  No discriminación de precios entre mercados  Libre acceso a las líneas de interconexión internacional  Despacho económico coordinado de los mercados  Contratos de carácter comercial sin vinculación de flujo físico  Precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes  Libre contratación entre los agentes del mercado  Transacciones internacionales de electricidad de Corto Plazo  Inversión privada en interconexiones internacionales  Rentas de congestión no asignadas a los propietarios  Sin subsidios ni aranceles a los intercambios de electricidad  Transacciones de corto plazo valoradas con precios en extremos 4.Acuerdos: Decisión 536 Países Andinos (CAN)

23 4.Acuerdos:TIE’s entre Colombia y Ecuador  Realizado bajo el paraguas de la Decisión 536  Se basa en despacho eléctrico económico coordinado “ex ante” (día anterior)  Se intercambia cuando el precio nacional supera al precio equivalente de importación en un 8%.  Intercambios entre mercados (XM en Colombia y CENACE en Ecuador)  Operación de menor costo para ambos mercados  Los agentes solamente comercializan en sus propios mercados.  Las Rentas de Congestión se comparten entre los dos mercados.

24 4.Acuerdos: Intercambios Colombia & Venezuela  En Colombia cada interconexión internacional es una unidad independiente de generación de energía o de demanda  Para exportar se calcula el precio spot internacional incluyendo la demanda internacional  Desde hace varios años se realizan intercambios de corto plazo en cuantías relativamente menores  Escaso interés del mercado venezolano para entrar en acuerdos a largo plazo

25 4.Acuerdos: Intercambios Ecuador & Peru  Perú y Ecuador construyeron la interconexión internacional en 2004  Beneficios potenciales asociados a complementareidad hidroeléctrica  Negociaciones de los convenios operativos y comerciales (marco: Decisión 536).  Aún no están operativos debido a las diferencias en la normativa legal de ambos países  Se realizan intercambios esporádicos de seguridad y emergencia

26 4.Acuerdos: potencial entre países Andinos y Chile  Bolivia, Colombia, Chile, Ecuador y Perú se han interesado en sus interconexiones  Estudios del PNUD muestran un potencial de beneficios económicos y ambientales  Dicho estudio sugiere implementar un esquema de comercialización basado en intercambios de oportunidad y contratos de largo plazo  El estudio identifica barreras y posibles soluciones: propone tratamiento de rentas de congestión (presentado más adelante)

27 4.Acuerdos: Memorando países del Mercosur (1998)  MEMORANDUM DE ENTENDIMIENTO RELATIVO A LOS INTERCAMBIOS ELECTRICOS E INTEGRACION ELECTRICA EN EL MERCOSUR:  Fomentar la competencia en los mercados (sin subsidios, con precios económicos eficientes, sin prácticas discriminatorias)  Permitir a los agentes contratar libremente en el MERCOSUR (sin restricciones al cumplimiento físico de los mismos)  Asegurar la garantía de suministro a los agentes compradores  No discriminar a los productores y consumidores, cualquiera sea su ubicación geográfica.  Despacho económico con intercambios internacionales  Respetar el acceso abierto a las redes con tarifas reguladas  Respetar los criterios definidos de seguridad y calidad  Garantizar el acceso abierto a la información  Elaborar estudios para viabilizar la integración eléctrica

28 4.Acuerdos: Regulación Argentina comercio internacional  Criterios para expresar los precios de las transacciones internacionales  Condiciones mínimas de reciprocidad y simetría entre los mercados de los países  Despachos basados en costos económicos, considerando los intercambios internacionales  Libre acceso a la capacidad de transmisión disponible  No discriminación con otros agentes  Se pueden hacer dos tipos de transacciones internacionales: a) intercambios de energía y de potencia firme entre las partes, con obligación de entrega física, mediante contratos de importación o exportación, o b) intercambios de oportunidad

29 4.Acuerdos: operación Brasil - Argentina - Las interconexiones internacionales entre Brasil y Argentina las operan CAMMESA (Argentina) y los centros de control de ONS (Brasil) - Acuerdos operativos sobre:  Control del flujo de intercambio  Control de la tensión  Restablecimiento

30 4.Acuerdos: binacional Salto Grande (Argentina y Uruguay)  La construcción de esta planta se acordó en 1974 entre la Argentina y el Uruguay  Desarrollada por la Comisión Mixta Técnica de Salto Grande  Esta central da apoyo a los intercambios entre Argentina, Uruguay y Brasil  Se acordó el libre acceso a la red de transmisión de Uruguay (incluido en la normativa del mercado uruguayo por permiso del Poder Ejecutivo en el Uruguay)

31 4.Acuerdos: binacional Itaipú (Brasil y Paraguay)  En 1973 Brasil y Paraguay firmaron el Tratado de Itaipú por el cual ambos Estados desarrollaron la hidroeléctrica de Itaipú (14.000 MW)  Se creó la Organización Binacional Itaipú conformada por partes iguales por la ANDE (Paraguay) y Eletrobras (Brasil)  En 2009 la central fue responsable del 87,3% de la energía eléctrica consumida en el Paraguay y del 19,3% de toda la demanda de energía de Brasil  La generación de energía de Itaipú destinada al Brasil es distribuida por FURNAS y la generación destinada a Paraguay es distribuida por ANDE

32 4.Acuerdos: binacional Yaciretá (Argentina y Paraguay)  En 1973, Argentina y Paraguay firmaron el Tratado para realizar el proyecto hidroeléctrico Yacyretá (3.200 MW)  La binacional Yacyretá desarrolló el proyecto con mayoría de financiación Argentina (en servicio desde1998)  Los recursos necesarios para esta compañía fueron aportados por AyE (Argentina) y por la ANDE (Paraguay)  La energía producida por la central hidroeléctrica se asigna en partes iguales a ambos países, con derecho preferente de adquisición de la energía  La energía generada por Yacyretá es adquirida por AyE y por ANDE, y también se puede vender a otras empresas de energía del Paraguay o Argentina  En 2006 Paraguay acordó pagar su deuda a Argentina pagando en especie de 8.000 GWh/año durante 40 años

33 4.Acuerdos: intercambios Argentina & Chile (1991)  Argentina y Chile, elaboraron en 1991 el Acuerdo 16 de complementación económica (ACE 16) y los protocolos adicionales (en 1997 y 2000)  ALADI es la institución regional a cargo de sus protocolos  Las transacciones requieren permisos de los ministerios  Están sometidos a las regulaciones eléctricas y ambientales de cada país  Sujetas a previa garantía del suministro de energía en el país exportador  Marco normativo :  i.Asegurar condiciones de competencia en los mercados de generación  ii.Libre contratación de energía entre los agentes en ambos países  iii.Respetar las operaciones contratadas libremente entre los agentes  iv.Incluir en el envío internacional de energía en los mercados  v.Respetar el acceso a las redes, sin discriminaciones  vi,Respetar los criterios de calidad y seguridad del suministro  vii.Permitir los intercambios de oportunidad  viii.Permitir el intercambio de información, y  ix.Permitir la coordinación de la operación física de las interconexiones.

34 5.Conclusiones y recomendaciones

35 5.Conclusiones y recomendaciones: MER Centroamericano (1) OBSTACULOS:  Falta de reciprocidad. Costa Rica y Honduras mantienen una empresa estatal verticalmente integrada  Prioridad de la demanda doméstica. Los contratos regionales de largo plazo no son compatibles con la prioridad a la demanda doméstica  Controles de precios y subsidios generalizados. Algunos países han implementado controles de precio en el mercado spot limitando el potencial desarrollo del MER  Asignación de derechos de transmisión. El corto plazo de los derechos de transmisión no permitiría el desarrollo de plantas regionales y del mercado de contratos  Falta de armonización regulatoria. Requiere esfuerzos adicionales  Capacidad y recursos limitados. La CRIE necesita un refuerzo institucional para implementar la plataforma para las operaciones iniciales del MER.  Acuerdos bilaterales independientes del MER. Las interconexiones México- Guatemala y Colombia-Panamá requieren de una armonización con el MER  Carencia de coordinación para la contratación. Faltan procedimientos de licitación entre países para agregar demandas que faciliten el desarrollo del mercado regional de contratos y de las plantas regionales  Viabilización del mercado regional de contratos firmes. Falta la puesta en marcha del RMER para la implementación la modalidad de contratos de energía firme.

36 5.Conclusiones y recomendaciones: MER Centroamericano (2)  MEDIDAS A CONSIDERAR:  Compatibilización de duración derechos de transmisión  Compatibilización prioridad contratos firmes: i) Prelación del Tratado sobre regulaciones nacionales, ii) Energía firme & Capacidad firme, iii) Uso garantías multilaterales  Coordinación y estandarización de compras de energía entre países y políticas uniformes de participación de RER  Armonización regulatoria en transmisión y O&M: i) acceso libre, ii) criterios de seguridad y mantenimientos, iii) mercado de servicios auxiliares  Cambio de actitud hacia exportación de recursos naturales y dependencia de importaciones  Desarrollo marco institucional para proyectos mayores  Homogeneización del acceso al MER de Honduras y Costa Rica  Acceso al MER de México y Colombia

37 5.Conclusiones y recomendaciones: Suramérica (1) MAPA CAMINO:  Estudios preliminares de las reglas operativas de la interconexión entre los países (restricciones de seguridad, intercambios de oportunidad, etc.). Requeridos para estudios económicos, regulatorios y comerciales.  Análisis económico preliminar con los planificadores de los países involucrados para: (i) establecer escenarios de oferta y demanda, (ii) conocer con más detalle el sistema energético y eléctrico del vecino.  Tratado general entre ambos países, aprobado por los respectivos Legislativos.  Acuerdo entre los Gobiernos con: i) reglas para construcción ii) repartición de los beneficios, iii) contratos, iv) pagos, v) resolución de conflictos y vi) demás temas regulatorios y comerciales.  Estudio detallado de ingeniería de la interconexión, obtención de la licencia ambiental y definición de los reglamentos económicos y comerciales necesarios para la licitación de la misma.

38 5.Conclusiones y recomendaciones: Suramérica (2) PRINCIPIOS  Autonomía de cada país – No se requiere un esquema regulatorio único, y sí reglas claras de formación de precios y manejo de la seguridad operativa.  Respaldo institucional – Tratados para respaldar los acuerdos de interconexión  Seguridad operativa – Autonomía en criterios de seguridad para la exportación. Prioridad suministro local exceptuados los contratos firmes de exportación (reducción en la misma proporción de las acciones locales).  Formación de precios para el intercambio – Oferta de una curva de disposición a exportar y otra curva de disposición a importar (diferentes, por políticas internas de subsidios a los precios de combustible, u otros esquemas locales, que no deben ser “exportados”)  Repartición de los beneficios de los intercambios –Opción de cálculo CMCP sin la exportación (CMCP “local” para el mercado de corto plazo) y CMCP con la exportación como precio para el país vecino.  Remuneración de las interconexiones – La remuneración de las interconexiones no debe depender de ingresos variables tales como rentas por congestión.  Repartición de las rentas por congestión – Estas rentas (y las variables por tarifas) compartidas en proporción a la participación en los costos de construcción de la interconexión. Deben beneficiar los agentes que remuneran la interconexión.  Riesgo de retraso en la construcción de la interconexión – Contratos de construcción de la interconexión por subasta y ya con la licencia ambiental.  Seguridad financiera para las transacciones internacionales – Garantías financieras de los agentes. Liquidación en el mercado de corto plazo del país exportador. “Hedge” de responsabilidad de los agentes (reglas contractuales acordadas directamente entre ellos)

39 5.Conclusiones y recomendaciones: paises Andinos & Chile (1) PROPUESTA:  Reforzar las interconexiones entre los países para obtener sus beneficios  Implementar un esquema de derechos transables de capacidad de transmisión (o de tarifas por uso de las redes)  Posibilitar las transacciones internacionales de electricidad en la región, a saber: a) transacciones regionales de oportunidad entre mercados b) contratos regionales de largo plazo libremente pactados entre los agentes

40 5.Conclusiones y recomendaciones: paises Andinos & Chile (2) DIFICULTADES (1):  Los precios de la electricidad en países exportadores se incrementan (pierden los consumidores) y se reducen en importadores (pierden los generadores)  Resulta preciso compensar a desfavorecidos con rentas asociadas a las transferencias internacionales  Distribución de rentas por medio del mercado de contratos regionales para importación/exportación de electricidad y mercado de derechos de transmisión  Consideraciones significativas en Perú y Bolivia sobre desarrollos de gas natural e hidroelectricidad para exportar electricidad  Colombia con Panamá y Venezuela pueden interconectar sus sistemas permitiendo intercambios bilaterales futuros de electricidad o con el MER centroamericano, los cuales deben involucrarse  Perú y Bolivia con Brasil pueden interconectar sus sistemas, incluyendo desarrollos hidroeléctricos, permitiendo intercambios bilaterales futuros de electricidad que deben involucrarse  Chile con Argentina tienen una central dedicada al SING en el segundo país, hecho podría introducir requisitos adicionales

41 5.Conclusiones y recomendaciones: países Andinos & Chile (3) DIFICULTADES (2):  Homologación de criterios de confiabilidad de suministro de electricidad y del tratamiento de eventuales limitaciones temporales  Homologación de los conceptos de capacidad y energía firme  No discriminación entre los contratos nacionales y los de exportación  Los controles de precios en el mercado mayorista y los subsidios a los combustibles imponen asimetrías  Implementación de transacciones internacionales entre los agentes de Colombia y Ecuador (revisión esquema de TIE’s)  Coordinación de derechos de transmisión con los contratos regionales firmes (control de poder de mercado)  Planeamiento indicativo regional de largo plazo generación- transmisión con el fin de suministrar información  Coordinación entre países de procesos competitivos de compra

42 5.Conclusiones y recomendaciones: paises Andinos & Chile (4) RECOMENDACIONES - MARCO INSTITUCIONAL:  Aprovechamiento de la experiencia de la Decisión 536 para reforzar un marco institucional  Instancia Regulatoria: convendría reforzar la capacidad operativa del GTOR con un grupo técnico permanente apropiado.  Instancia Operativa y Administradora: iniciación con XM y CENACE e institucionalización posterior  Instancia de Planeamiento Indicativo: institucionalización y reforzamiento de la capacidad del GOPLAN

43 5.Conclusiones y recomendaciones: paises Andinos & Chile (5) RECOMENDACIONES – RATIFICACIÓN DE PRINCIPIOS:  Permitir los intercambios internacionales y promover la eficiencia  No discriminación y reciprocidad  Respetar los contratos  Despacho económico incluyendo la oferta y demanda que originan las transacciones regionales de electricidad  Respetar la coordinación operativa y del Servicio de Transmisión Regional  Respetar los criterios generales de seguridad y calidad que se acuerden a nivel regional  Acceso abierto a la transmisión  Recursos para Coordinación de la Operación  Acceso a la información

44 5.Conclusiones y recomendaciones: paises Andinos & Chile (6) RECOMENDACIONES - ASPECTOS DE LA TRANSMISIÓN:  Las rentas de congestión irían disminuyendo paulatinamente y no sería factible financiar los enlaces internacionales en el largo plazo mediante dichas rentas.  Se propone el establecimiento de contratos de corto y largo plazo, asociados con un sistema de derechos financieros de transmisión transables, los que coexistirían con transacciones de oportunidad.  Alternativamente se podría establecer un sistema de tarifas internacionales de transmisión basado en precios nodales  El tránsito de la electricidad por el sistema de cada país es un aspecto a regular si se quieren opciones de transacciones internacionales multilaterales entre los países de la región

45 5.Conclusiones y recomendaciones: países Andinos & Chile (7) RECOMENDACIONES -TRATAMIENTO DE LAS RENTAS DE LAS INTERCONEXIONES INTERNACIONALES (VARIABLES & CONGESTION):  Las rentas variables y las de congestión generadas por las transacciones de oportunidad se destinarían a un fondo especial  Parte de los recursos del fondo se destinaría a financiar las inversiones para aumentar la capacidad de las interconexiones  La parte restante (R) se utilizaría para compensar impactos económicos adversos:  i)Cada país estima mensualmente los costos marginales sistémicos (CMGS) "con" y "sin" las interconexiones internacionales;  2)Se aprueban los CMGS´s de parte de las autoridades regulatorias  3)Se valorizan los impactos económicos adversos (incremento CMGS X demanda local) y los perjuicios ambientales por incremento de emisiones.  4)Se valorizan los impactos económicos positivos (reducción CMGS X demanda local) y los beneficios ambientales por reducción de emisiones.  5)Si R < ∑ impactos económicos adversos se asigna R completamente a cada país a prorrata de los impactos adversos.  6)Si R > ∑ impactos económicos adversos se asigna a cada país una cantidad igual sus impactos adversos y el resto se asigna a cada país a prorrata de la valorización de los impactos económicos positivos.

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