INTRODUCCIÓN AL SECTOR ELÉCTRICO COMPETITIVO

3ra ParteEl Mercado Mayorista de Energía Eléctrica

FACULTAD DE INGENIERÍAUNIVERSIDAD DE LA REPÚBLICA

Plan de esta parte

Clase 1: Conceptos generales– Marco institucional– Organización del MMEE– Demanda– Oferta– Red de transporte

Clase 2: Despacho económico y precio spotClase 3: Contratos y futuro régimen uruguayoClase 4: Otros países y fallos del mercado

El Marco Institucional

Separación de actividades

GeneraciónTrasmisiónDistribuciónComercializaciónImportación y exportación

Resumen de casos típicos

1. Empresa verticalmente integrada2. Comprador único y productores

independientes (IPP)3. Mercado mayorista4. Mercados mayorista y minorista

Caso I: Empresa verticalmente integrada

Se integra producción, transporte, distribución y comercialización minorista

Eventuales ventajas económicas de escala y de alcance. Ejemplos.

Típicamente estatales, pero también privadas.

Problema de incentivos: precio de venta asociado a costo total medio (eficiencia: precio=costo marginal)

Regulación de precios y calidad

Inversión en expansión de la capacidad de generación

Caso I, continuación

Empresas privadas: necesidad de regulación externa, problema de sobre inversión si la tarifa se fija por tasa de retorno.

Empresas estatales: autorregulación de tarifas, objetivos de política energética y recaudatorios, inversión en capacidad (decisión y financiamiento), tratamiento del riesgo

El monopolio legal en algunas actividades no se justifica naturalmente.

Intercambios con otros sistemas desregulados

Caso II: Comprador único y productores independientes (IPP)

Productores independientes que realizan acuerdos de compra de energía con la empresa monopólica.El IPP no tiene acceso a la red de transporte.Estructura del “mercado” requiere de contratos de largo plazo para prevenir comportamiento oportunista del comprador.Si la asignación de contratos es competitiva, permite cierta competencia por el mercado.

Caso II, continuación

Inversión grande, de alta especificidad y período de repago largo.Posibilidad de expropiación de la central generadora, o de las rentasDistintos tipos de riesgos a asignar en contratos de venta:– Riesgo de precio (precio de la energía)– Riesgo de cantidades (pagos por capacidad)– Riesgo de costos (pass-through)

Caso II, continuación

Precio de energía: costo medio a un nivel predeterminado de producción (con PE > CMg hay poco incentivo a la eficiencia)Pago por disponibilidad: con nivel acordado de disponibilidad y multas; relacionado con costos financieros (no es eficiente)Costos: necesidad de traspasar costos que el IPP no controla

– Ajuste por costos de combustible– Ajuste por tipo de cambio

Caso III: Mercado mayorista

Competencia entre generadores y comercializadores para la venta a las empresas que sirven la demanda, y en algunos casos a grandes consumidores industriales.Transporte y distribución siguen siendo monopolios naturales, y deben ser regulados.Necesidad de asegurar el libre acceso a la capacidad de transporte y de un operador independiente del sistema (ISO).Problema de fallos del mercado.Problema de las empresas integradas

Mercado libre vs. Transporte monopólicoMercado libre vs. Transporte monopólico

Demanda de energía

DISTRIBUCION

MERCADO

Oferta deenergía

G1

G2

G3

TRASMISIONSECTOR

COMPETITIVO SECTOR MONOPOLICO

Caso IV: Mercados mayorista y minorista

Competencia entre productores y comercializadores por vender a los “pequeños” consumidores finales.Comercialización conjunta con otros productosProblema de la separación de actividades de las empresas distribuidoras: servicio de red y servicio comercial (lectura, facturación, cobranza, etc).

Reestructuración en Sudamérica

Chile: 1982Argentina: 1992Perú: 1992Colombia: 1994Bolivia: 1994Ecuador: 1996Brasil: 1997Venezuela:1999

Incentivos para las reformas

Corto plazoMejoras en los costos

– Relacionadas a incrementos en la disponibilidadEn Argentina:

– Más de 50% en 1992– Menos de 25% en 2001

– Relacionadas con las compras de combustiblesDisminución de tiempos de interrupción

Largo plazo– Entrada eficiente de nueva generación

Evolución del Precio Mayorista en Argentina

PRECIO SPOT Y ESTACIONAL DEL M.E.M.Agosto 1992 - Enero 2000

0

10

20

30

40

50

60

70

Ago'

92

Dic

'92

Abr

'93

Ago'

93

Dic

'93

Abr

'94

Ago'

94

Dic

'94

Abr

'95

Ago'

95

Dic

'95

Abr

'96

Ago'

96

Dic

'96

Abr

'97

Ago'

97

Dic

'97

Abr

'98

Ago'

98

Dic

'98

Abr

'99

Ago'

99

Dic

'99

MES

$/M

Wh

Trimestral Prec. Spot

El caso de Uruguay

Actualmente: – Empresa estatal integrada– Usando energía de otra empresa estatal– Compras por contrato a IPP argentinos, intento en ROU– Intercambios spot con los ISO de Argentina (CAMMESA) y

Brasil (ONS).

Futuro, cuando funcione según la ley de 1997:– Mercado mayorista (Caso 3) – Con grandes consumidores que pueden comprar

libremente (potencia contratada mayor que 250 kW).

El sector eléctrico antes de la implementación de Ley N°. 16.832

TRASMISIÓN

GENERACIÓN

DISTRIBUCIÓN

UTE: EMPRESAVERTICALMENTE

INTEGRADA

USUARIOS

SALTOGRANDE

SALTOGRANDE GENERACIÓN

DE LA REGIÓN

GENERACIÓNDE LA REGIÓN

La nueva organización del sector eléctrico

MERCADO MAYORISTAMERCADO MAYORISTA

GENERADORDE LA REGIÓN

GENERADORDE LA REGIÓN OTRA

GENERACIÓNURUGUAYA

OTRAGENERACIÓN

URUGUAYA

SALTOGRANDE

SALTOGRANDE UTE

GENERADOR

UTEGENERADOR

UTE DISTRIBUIDORUTE DISTRIBUIDOR

GRANDES CONSUMIDORES

TRASMISIÓN

CONSUMIDORES REGULADOS

Organización del MMEE

Elementos a tener en cuenta

Muy alto valor de la continuidad de suministroNecesidad de coordinación entre oferta y demanda

En cada instante de tiempoEn cada punto de la red de transporte

Asegurando el desempeño con seguridad y calidad (reservas, tensión, frecuencia, etc)Despacho de la generación por un ISO

Con criterios de minimización de costosPermitiendo las transacciones bilaterales

Y además

Asegurar la suficiente capacidad de generación disponible para evitar racionamientosAprovechar intercambios con otros sistemas– Usando energía disponible en la región– Colocando excedentes

Teniendo en cuenta los fallos del mercado

Mercado Spot

Necesario para arreglos de diferencias entre los contratos bilaterales y la producción y demanda realesRequiere reglas claras y un administrador (que puede no coincidir con el operador)Garantiza el acceso al mercado a vendedores y compradores

Ejemplo de mercado spot (sin contratos)Precio spot: 40 $/MWh

Costo despacho: 40x1300=52.000 $5 $/MWh

10 $/MWh

80 $/MWhSalto Grande

800 MW

Río Negro

400 MW

40 $/MWh

20 $/MWh 60 $/MWhC.Batlle200 MW

CTR200 MWGen 1

10 MWGen 210 MW

Demanda 1300 MWh

Despacho: SG = 800, RN = 400, Gen 1=10, CB = 90, Gen 2 y CTR: apagados

Pagos a los generadores:SG = $32.000, RN =$16.000, Gen1 = $400, CBatlle = $3600

Riesgos del mercado spot

De precios, que pueden variar muchoSegún la oferta (ej. hidro o térmica)Según la demanda (ej. exportación en el pico)

De cantidadesAlgunos agentes están más dispuestos a aceptar riesgos – Reasignación del riesgo es posible

Ejemplo: Valor de la opción

A tiene un activo, B necesita comprarlo el mes que vieneHoy en el mercado vale $100, el mes que viene puede valer $200 o $50A le pide a B $X por reservarle el derecho de comprárselo a $110 el mes que vieneSi B acepta y paga $X, el mes que viene puede comprárselo a $110 (si vale $200) o no comprárselo y comprarlo en el mercado a $50¿Cuánto vale X?¿Cómo cambia el riesgo de A y B al comprar la opción?

Contratos a futuro

Son herramientas financieras usadas para reasignar riesgosReducen el riesgo de los consumidoresReducen el riesgo de la inversión en generación

Tipos de organización del MMEE

Tratamiento de los contratos bilaterales– Considerados en el despacho– No considerados

Despacho económico– Con ofertas de precios de productores– Con costos variables auditados

Tratamiento de energía y capacidad (potencia)Mercado de energía

– Pagos por capacidad (PPAD), fijos o variables– Mercado de capacidad

Organización del MMEE – Modelo 1

Los generadores deben ofertar precios y cantidadesen una bolsa o pool de energía El ISO realiza el despacho de mínimo costo sin considerar los contratos, determinando el PrecioSpotEl proceso se repite cada hora Las diferencias entre los contratos y el despachoreal se pagan al precio spot Ejemplo: Comienzos del Mercado Inglés

¿Cuándo funciona este modelo?

Las ofertas deben reflejar el costo marginal de generaciónOferta y demanda no muy aleatoriasSuficientes participantes en el mercadoAgencias de competencia deben prevenir abusos

– posición dominante– coordinación de estrategias de ofertas– retiro de capacidad

Organización del MMEE – Modelo 2

Se establecen topes para los precios de generaciónLos topes intentan reflejar los costos marginales de generación y son determinados por auditoríaEl Modelo funciona aún con pocos participantes y con alta proporción de generación de tipo renovableEjemplos: Argentina, Chile, Brasil, Uruguay

Ejemplo de despacho con contratosPrecio spot: 40 US$/MWhTransacción spot: 28.800 US$5 US$/MWh

10 US$/MWhSalto Grande

800 MW

Contr200 MW

Río Negro

400 MW

Contr280 MW

80 US$/MWh40 US$/MWh

20 US$/MWh 60 US$/MWhC.Batlle200 MW

Contr

CTR200 MW

ContrGen 110 MWContr

Gen 210 MWContr

Dem contratada= 900 MWhDem no contr.= 400 MWh

Demanda 1300 MWh

Despacho: SG = 800, RN = 400, Gen 1=10, CB = 90, Gen 2 y CTR: apagados

Balance Positivo: SG = 24.000, RN = 4.800Balance Negativo: CB = 4.400, Gen 2 = 400, CTR = 8.000, Dem = 16.000

Organización del MMEE – Modelo 3

Una o más bolsas de energías establecentransacciones libremente pactadas entre susparticipantes con cierta anticipaciónLas transacciones son comunicadas al operador, que a su vez trasmite a las bolsas de energía lasrestricciones físicas existentes Se utiliza un proceso iterativo entre las bolsas de energía y el operador del sistemaEjemplo: Nordpool (Noruega,Suecia,Finlandia)

Modelo 3, continuación

Ventajas: los precios son fijados en el mercado exclusivamente por compradores y vendedores sin interferencia de mecanismos de fijación de preciosDesventajas: mayor complejidad y elevados costosde coordinación¿Cuándo funciona?– Muchos participantes – Mercados financieros bien desarrollados

Demanda en el MMEE

La demanda es variable

Entre las horas de un mismo día: pico, valle, restoEntre días laborales, fines de semana, feriadosEstacional, dependiendo del frío, horas de luz, zafras, turismo, etcAnual: proyecciones crecimiento

– de mediano y largo plazo (30 años)– crecimiento vertical y horizontal

Demanda de otros sistemas

Pronósticos con incertidumbre

Corto plazo: ola de fríoLargo plazo: entorno macroeconómicoProyección de aumento en 2003: – En mayo de 2001: + 5.50% – En noviembre de 2001: +2.21%– En noviembre de 2003: -0.50%– En mayo de 2003: -3.01%

Fuente: programaciones estacionales del DNC

Competencia con otros energéticos:

Con gas natural: – Cocción– Calentamiento– calefacción

Con combustibles vehiculares: transporte eléctricoOtros

La demanda puede diferenciarse

Por sectores: – residencial– industrial, – comercial, – alumbrado

Por localización geográficaPor prioridad en caso de racionamientosPor elasticidad frente a variación en los precios

Señales para la demanda

Problema de la tarifa universalSeñales de localización: precios nodales y peajesSeñales para salir del pico diarioSeñales de precios spotSeñal amortiguada a la distribución con precio spot “estabilizado” (p.ej. semestral)Problema de los robos de electricidad

Costos de la falla en el suministro

Según la profundidad (% de falla)Según la duraciónSegún el sectorSegún sea programada o no En Uruguay– 4 escalones (5%, 12.5%, 20%), – Valores: 140, 400, 1200, 2000 US$/MWh

Oferta en el MMEE

Centrales hidroeléctricas: variabilidad de aportes

Salto Grande (potencia uruguaya 945 MW)– Aportes entre 200 y 30.000 m3/seg, necesita

8000 (si no hay problema de potencia)– Enero 98: medio >15.000, 23.000 en semana 1– Enero 45: medio< 200, 140 en semana 4

Río Negro (3 centrales, potencia 590 MW)– Aporte medio en enero 1998: 4000 m3/seg– Aporte medio en enero 1996: casi nulo

Centrales hidroeléctricas: variabilidad de ingresos

Salto Grande, ingresos por venta de la energía en el mercado spot– Crónica seca (1917): 780 GWh, 43 MMUS$

Genera poco, pero vale mucho– Crónica rica (1966): 5560 GWh, 42 MMUS$

Genera mucho, pero vale poco– Crónica media (1989): 3450 GWh, 74 MMUS$

(Simulaciones con valores de 2001)

Centrales hidro: valor del agua

Valor de oportunidad del ahorro de costos futuros de generación térmica y fallaDepende de los escenarios de aportes (propios y de los demás embalses)Depende de precios y del despachoLos determina

un planificador central (el ISO)el dueño de la centralel dueño, en una banda dada por el ISO

Coordinación de centrales hidro en cascada

Coordinación centralizada, o Con contratos bilaterales entre centralesConsiderando – otros usos alternativos del agua– control de crecidas y restricciones de navegación

Con otros países que comparten la cuenca

Caso de Salto Grande

Es una central binacional (945 MW de c/u)Hay que administrar el uso del recurso aguaProblema de los vertidos: – Si guardo agua y llueve, pierdo mi plus– Solución: administración por “cota vista”

Problema de la variación del salto y coeficiente energético

Costos de generación térmica

Costos unitarios– Consumo específico varía con el nivel potencia generada– Los costos de combustible

pueden tener incertidumbredependen del almacenamientopueden tener condiciones take or pay (gas)

Costos de operación y mantenimientoCostos de prendidos y apagadosCostos fijosCostos de inversión

Garantía de suministro

Planificación vs. Mercado libreRégimen hidro y retorno de la inversión en capacidadRegulación extra mercado, necesaria para evitar racionamientoSoluciones1) Planificador decide y construye o licita contratos con IPP2) Pagos por capacidad atraen inversión

Pagos fijosPagos según probabilidad de falla

3) Planificador impone obligación de contratarToda la demandaUna parte (Uruguay)

Problema de la dependencia del extranjero

Transporte y servicios

Red de transporte

Problema de la localización de oferta y demandaPérdidas eléctricas y factores de nodoCongestión

– Precios locales– Derechos de congestión

Ingreso tarifario– Proveniente de diferencias de precios nodales– Se usa para la remuneración del transportista

Vínculo con Brasil: conversión de frecuenciaConfiabilidad: factor de adaptación de la potencia

Servicios asociados al despacho

Control de tensiónReserva rotante

– Para regulación de frecuencia– Para la seguridad del sistema (aleatorios de demanda,

disponibilidad o contingencias)– Reserva fría

Reserva fríaOtros servicios