Departamento Nacional de Planeación · 2017. 12. 21. · obligada), Demanda voluntaria, Plantas existentes, Plantas nuevas • Periodicidad: Anual para los próximos 3 años •

Departamento Nacional de Planeación

Análisis comparativo de los mercados mayoristas

de electricidad. Conclusiones sobre mecanismos

de expansión

Octubre 2016

Objetivo y alcance

1

Page 3

Objetivo

• Investigación de los aspectos legales, regulatorios, operativos y comerciales

de cada mercado.

• Análisis comparativo del mercado colombiano con respecto a los mercados

definidos.

• Conclusiones, recomendaciones y propuestas.

Alcance

• Realizar un análisis comparativo de los aspectos teóricos y prácticos de los

mercados mayoristas de electricidad de Reino Unido, Nordpool (Dinamarca,

Noruega, Suecia y Finlandia), California y PJM, con el fin de generar

propuestas de política pública tendientes a la mejora del mercado de energía

mayorista de Colombia.

Introducción

1

Análisis de

Alternativas de

diseño del MEM2

Page 6

Análisis de alternativas de diseño del MEM

Descripción Ventajas Desventajas

Mercado de Costos en lugar de Mercado de Ofertas de Precio

• Despacho a partir de costos auditados

• Modelo utilizado en Argentina y Chile

• No es un esquema de mercado

• No existe evidencia de mejores precios

• Requiere manejo centralizado de los embalses

• Control a volatilidad y picos de precio

• Medida de control de poder de mercado0

I

II

III

Ajustes al actual modelo de Pool Uninodal

• Mantener el modelo actual

• Ajustar los principales problemas identificados en el MEM

Migración a un modelo de Pool Multinodal

• Cálculo de precios nodales marginales (LMP)

• Modelo utilizado en EEUU

Cambio a un modelo de Contratación Bilateral Física

• Negociaciones de contratos con posición física

• Modelo utilizado en Reino Unido y Nordpool

• Alternativa más directa y fácil de implementar

• Modificaciones de manera expedita

• Solución para temas que no implican cambios de fondo

• Medidas de más fácil comprensión

• Alcance limitado de las mejoras que se pueden alcanzar

• Refuerza la inercia del sistema y resistencia a cambios estructurales

• Soluciones tipo “parche” regulatorio

• Formación más eficiente del precio

• Modelos con elementos comunes al actual

• Señales de expansión adecuadas en generación y transmisión

• Coordinación de despacho y operación comercial

• Complejidad en el cálculo de precios e implementación

• Oposición a la eliminación de subsidios cruzados implícitos de los precios uninodales

• Disminuye la volatilidad de los precios del mercado

• Agentes manejan individualmente los riesgos de suministro

• Simplificación de operaciones comerciales y físicas, si hay recursos para el balance

• No garantiza la minimización de costos de operación

• Transacciones sujetas a disponibilidad de la red y no hay señales de expansión

• Adopción implicaría rediseño sustancial del mercado. Proceso de implementación complejo

Mecanismo de

expansión y

confiabilidad2

Page 8

Mecanismo de Expansión y ConfiabilidadDiagnóstico

En el mecanismo de expansión y confiabilidad se identificaron los siguientes aspectos:

1. Falta de incentivos y armonización del mecanismo de expansión actual con un esquema de contratos más

líquido

Asuntos por mejorar en el mecanismo de expansión actual:

2. Ineficiencia en la formación del precio de la prima

3. Riesgos asociados a las variaciones del precio de escasez

4. Participación inactiva de la demanda

5. Otros riesgos asociados a la confiabilidad

Page 9

Cifras del CxC

• Total recaudado por CxC =

= 17.6 Billones (CERE x Demanda)

• Total Ahorrado por Precio de Bolsa =

= 14.7 Billones

(Pbolsa – Pescasez) x Demanda

• Costo Neto =

= $2,9 Billones (Recaudo - Ahorro)

Beneficios no cuantificados:

1. Reconversión a Líquidos.

2. Pruebas de disponibilidad

3. Cobertura de precio de escasez

4. Nuevas plantas :

1. Gecelca 3

2. Tasajero 2

3. Sogamoso

4. El Quimbo

5. HidroItuango (*)

6. Otras

Mecanismo de expansión y confiabilidadDiagnóstico

-$132.393,62

-$1.488.080,61-$1.540.712,11-$1.704.026,18-$1.538.311,23-$1.708.994,17-$1.802.903,56-$2.078.158,00-$2.026.243,25

-$2.899.030,25

-$1.123.293,71

$0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0 $0

$10.218.533

$6.856.074

-$4.000.000

-$2.000.000

$0

$2.000.000

$4.000.000

$6.000.000

$8.000.000

$10.000.000

$12.000.000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Mill

on

es

de

CO

P

Page 10


1. Falta de incentivos y armonización del mecanismo actual con un esquema de contratos más líquido

• En el corto plazo la solución del problema de liquidez de los contratos no se puede lograr únicamente con las medidas en el mercado de contratos

• Mientras estas propuestas hacen su tránsito a implementarse y consolidarse, existe un riesgo que la carencia de contratos afecte sustancialmente a la demanda de energía eléctrica en Colombia, aumentando la volatilidad en precios a los usuarios a consumidores finales tanto regulados como no regulados.

• No contar con un mercado líquido y a plazos de contratos limita la expansión del sector ya que se depende exclusivamente del mercado de confiabilidad y las oportunidades de las subastas para que entren los proyectos

• El diseño del mecanismo de confiabilidad actual no incentiva y requiere la armonización con un esquema de contratos más líquido

Page 11


2. Ineficiencia en la formación del precio de la

prima

Subasta con metodología de reloj descendente

Fuente: CREG (2006)

1. Luego de varios retiros, la ronda 5 terminó con un exceso

de oferta de 907 GWh a un precio de 14 USD/MWh.

2. A comienzos de la ronda 6 dos oferentes se habían

convertido en pivótales:

a) El agente A con una sola planta de 1,678 GWh.

b) El Agente B con dos plantas de 1,117 GWh y 745

GWh, respectivamente.

3. El agente A ofertó 12 USD/MWh en esta ronda 6.

4. El agente B retiró su planta más pequeña en un precio de

13.999 USD/MWh y su planta más grande a un precio de

13.998 USD/MWh.

Últimas rondas de la subasta del 8 de mayo de 2008:

Page 12


Precios de Oferta y Precio de Escasez (Diciembre de 2015)

Fuente: Datos XM, elaboración propia

3. Riesgos asociados a las variaciones del precio de

escasez

Comportamiento del ACPM y el Platts No. 6 en p.u.

(base septiembre 2010)

Fuente: Datos XM, elaboración propia

Page 13


4. Participación inactiva de la demanda

1. La publicación de la Demanda Desconectable Voluntaria No

Comprometida presenta un único registro que corresponde a un solo

usuario y esta condición ha permanecido constante desde la creación

del mecanismo.

2. En las cantidades desconectadas voluntariamente publicadas por el

archivo OEFSBMD de XM no se registra energía desconectada.

3. Información incompleta y asimétrica para los usuarios No regulados

para la participación en los mecanismos, tanto en la reglamentación

como en los datos.

5. Otros riesgos asociados a la confiabilidad

1. Entrada forzada de tecnologías con costos variables bajos sin evaluar el

costo total del cargo por confiabilidad que necesitan para su inversión.

2. La pérdida de confiabilidad localizada en algunos subsistemas

congestionados.

3. Problemas en la zona de construcción del proyecto por la adjudicación

de licencias ambientales, presencia de comunidades indígenas o por

problemas socioeconómicos con los habitantes censados en la zona

4. Incumplimiento de Obligaciones de energía en firme y Series

hidrológicas para cálculo de ENFICC desactualizadas.

5. Plantas con costos variables altos

Page 14

Alternativa propuesta de mejora al mecanismo de expansión

Mejoras al mecanismo de expansión actual:

1. Mercado de contratos centralizado – Subasta de confiabilidad

2. Subastas de confiabilidad de sobre cerrado

La propuesta de mejora al mecanismo de expansión y confiabilidad se enfoca en los siguientes temas:

3. Precio de escasez indexado con variables endógenas

4. Penalidad por incumplimiento en Obligaciones de energía y Actualización de ENFICC

5. Participación de la demanda

7. Condiciones de participación

6. Subastas por tecnología y localizadas

8. Opción para plantas de respaldo estratégico

Page 15



Mercado de contratos centralizados

Comercializador

mercado

regulado

(Obligado)

• Participantes: Comercializadores mercado regulado (demanda

obligada), Demanda voluntaria, Plantas existentes, Plantas nuevas

• Periodicidad: Anual para los próximos 3 años

• Producto: Contrato Estandarizado, pague lo contratado, precio

monómico de energía, vigencia 15 o 20 años

Subasta de

sobre cerrado

kWh

$

kWh

$

Subasta de confiabilidad

• Participantes: Plantas existentes antiguas, Plantas por construir,

Plantas existentes, Plantas nuevas

• Periodicidad: Asignaciones anuales y bianuales para plantas

existentes que ofrezcan mayor cantidad en contratos

• Precio de escasez: Determinado por el Regulador con el precio

de referencia de GNL y con un indexador adecuado

Plantas existentes

antiguas, por

construir, nuevas,

existentes

Subasta de

sobre cerrado

kWh

$

• Periodicidad: A discreción del regulador.

• Mecanismo de asignación: Minimización de la prima por

disponibilidad y precio de ejercicio

• Remuneración: Pague lo ofertado

Larg

o

Pla

zo

Me

dia

no P

lazo Demanda

voluntaria

Plantas nuevas

y existentes

Page 16



Planta

Resultado de Subasta

por Contrato

Centralizado

Opción para

CxC

Cantidad de

Energía en CxCPrecio para CxC

Años de

AsignaciónResultado Esperado Incentivo

Existente

Adjudicada con Energía

por debajo del umbral

de ENFICC

NingunaENFICC en la

base de la Oferta

Tomadora de Precio

en Subasta CxCUn año

ENFICC existentes con costos

variables bajos sin cobertura de

portafolio para hacer contratos

Incentiva que plantas

existentes ofrezcan

energía en contratos a

cambio de menor

volatilidad en el precio

de CxC

Adjudicada con Energía

por encima del umbral

determinado sobre

ENFICC

Opción por

mayor

contratación

de ENFICC

ENFICC en la

base de la Oferta

Tomadora de Precio

en Subasta CxCUn año

ENFICC existente con costos variables

y portafolio para asumir riesgo en

contratosPiso de Prima % de

año anteriorDos años

No Adjudicada NingunaCompite por

Asignación

Precio de subasta

de CxCMáximo un año

Plantas con confiabilidad y con los

costos variables menores que escasez

y bajo costo fijo

Nueva

AdjudicadaOpción de

Precio Fijo

ENFICC en la

base de la Oferta

Tomadora de Precio

en Subasta CxCHasta 20 años

Plantas nuevas con costos variables

bajos

Incentiva el ingreso de

plantas nuevos

competitivas en costos

variables y cubran

parte de costos fijos

con baja incertidumbre

Resultado de Prima

del año anteriorHasta 20 años

No Adjudicada NingunaCompite por

Asignación

Compite por

Asignación

Máximo 10

años

Plantas nuevas con confiabilidad y

costos variables menor a precio a

escasez

Me

dia

no P

lazo

Page 17


2. Subasta de confiabilidad de sobre cerrado

Subasta de sobre cerrado y elegir un mecanismo que evite la “maldición del ganador”, bien sea con la mejor oferta rechazada o la peor aceptada1

Subastas anuales para mantener la señal de precio del cargo por confiabilidad, para la participación de plantas nuevas y existentes por OEF remanente año a año.2Plantas existentes activas a partir de un porcentaje del Costo del Entrante. La señal de precio sería formada no sólo por las plantas nuevas sino también por las existentes, que podrían competir a partir de este precio.3

Page 18


3. Precio de escasez indexado con variables endógenas

1

Aplicación estricta de la definición conceptual de precio de escasez:

Este debe ser igual al precio de la planta más costosa del sistema en términos de costos variables

2

Declaración de costos variables y combustibles utilizados:

Por parte de todas las plantas participantes en cada subasta, en una etapa previa a la asignación de la OEF, para que el operador publique estos valores y los participantes puedan revisar los posibles precios de escasez, para la estimación de su oferta en la subasta.

El precio de escasez debe variar:

En la medida en que entran plantas nuevas marginales con diferentes combustibles y costos variables a las existentes.

De esta manera, en la medida en que cambia el mix de generación se modifica el precio escasez respecto a la definición.

3

Page 19


4. Penalidad por incumplimiento en Obligaciones de Energía Firme y Actualización de ENFICC

Ad

icio

na

l GarantíaPenalidad

Empresas que no cumplan con el

pago de sus desviaciones de

OEF

• Intervención administrativa

• Impedimento para participar

en el esquema por uno o

varios periodos de asignación

Todos los agentes participantes

Sanción de tipo pecuniario

Riesgo Financiero Mitigación • Modificaciones al precio de escasez

Desviación de OEF a

causa de diferencias de

precio

Riesgo Físico Mitigación

Desviaciones físicas en

las plantas, debido a

salidas forzadas

Insuficiencia de energía

• Pruebas de disponibilidad

• Índice de Indisponibilidad histórica (IHF)

• Plan de manejo de riesgos

• Actualización de series hidrológicas

para cálculo del ENFICC

Page 20


5. Participación activa de la demanda

1. Participación en la subasta anual de cargo por

confiabilidad para asignaciones de obligaciones de

energía firme:

Usuario

No

Regulado

Reducción de Q de su

consumo cuando:

PB>PE

Ofrece

Recibe CxC * Q

2. Participación directa en las desviaciones por OEF:

Usuario

No

Regulado

Los usuarios con asignación de

OEF tendrán desviaciones en

caso que no reduzcan

físicamente su consumo

Desv. -

Desv. +

3. Participación directa en el mercado secundario de

energía firme:

Usuario

No

Regulado

Cobertura

Respaldo a la

OEF de un tercero

Recibir un

pago adicional

bilateral

Mantener su

remuneración

de OEF

4. Participación con proyectos de eficiencia energética en

las subastas con asignación de OEF para la demanda:

• Tiempos de planeación

• Cronogramas

• Plazos

• Requisitos de auditoría

Page 21


6. Subastas por tecnología y localizadas

1. Armonizar la regulación con las políticas ambientales y

energéticas de largo plazo

Objetivos específicos:

• Confiabilidad física

• Aprovechamiento de recursos

• Señales de expansión en transmisión.

2. Complementarse con contratos tipo PPAs

3. Tener en cuenta las fuentes de energía locales

• Posibilitar el desarrollo de fuentes convencionales y no

convencionales

Localizaciones: Áreas y sub-áreas definidas por el CND

Áreas

Agua Gas Carbón Líquidos FNCER

Page 22


7. Condiciones de participación

Requeriría de mayores garantías para la

participación.

Indicador de riesgo

estandarizado para

proyectos

Medir la probabilidad de entrada de

cada proyecto en las condiciones de la

zona y frente a los conceptos que emita

la UPME

Etapa de precalificación

Tenido en cuenta por la CREG como requisito para

la participación en las subastas del cargo por

confiabilidad

Resultado

8. Opción para plantas de respaldo estratégico

1. Opción para las plantas con costos variables altos para acogerse a un mecanismo alterno basados en un contrato regulado con

pagos por potencia para mantener una reserva estratégica

2. Este pago deberá ser menor que el equivalente pagado actualmente como prima de cargo por confiabilidad

3. La potencia firme de la reserva estratégica se verificaría con mecanismos de auditoría idénticos a los utilizados actualmente para

verificar las OEFs

Conclusiones4

Page 24

Conclusiones

Basado en referenciamiento de prácticas líderes:

• Se ha presentado una propuesta integral de mejora al Mercado de Energía Mayorista, considerando sus diversas componentes de manera armónica.

• Se ha establecido una hoja de ruta considerado los diferentes plazos para la implementación de cada una de las propuestas, de acuerdo a su complejidad.

• La propuesta central es la migración a un Modelo de Pool Multinodal, para subsanar las limitaciones que tiene el Modelo Uninodal actual.

• Para hacer un transición gradual se ha propuesto que en el corto plazo, se mantenga el modelo actual, adoptando una serie de modificaciones que lo acerquen al objetivo final.

• Se ha diseñado un sistema de subastas que coexiste con el actual y busca de manera temporal darle liquidez al mercado

Documents

Departamento Nacional de Planeación · 2017. 12. 21. · obligada), Demanda voluntaria, Plantas existentes, Plantas nuevas • Periodicidad: Anual para los próximos 3 años •