Transcript Rentas por Congestión

Modelos Comerciales para
Intercambios de Electricidad e
Integración Energética
Daniel Cámac
San José, Costa Rica
3-4 de setiembre de 2012
Contenido
 Experiencias de Interconexión
 Experiencias en la CAN
 Otras Experiencias en la Región
 Modelo de Integración Comercial (MIC)
 Aspectos Conceptuales del MIC
 El Modelo MIC
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Daniel Cámac
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Experiencias en la CAN
Decisión
536
Decisión
720
Decisión
757
Dic 2002
Nov 2009
Ago 2011
•
Marco General para
intercambio
comercial de
electricidad en la
subregión
09/01/2012
•
•
Suspensión de aplicación
de Marco General (2
años).
Se instruye a la Revisión
de norma para diseñar
nuevo Marco General.
Establece Régimen
temporal Colombia –
Ecuador
Daniel Cámac
•
•
Ampliación de
suspensión del Marco
General.
Se incluyen regímenes
temporales para
transacciones entre
Colombia - Ecuador y
Ecuador – Perú Terceros
3
Decisión 536
Se basó en los siguientes
principios:
• No discriminación de precios entre
mercados nacionales, ni
discriminación de agentes.
• Acceso libre a enlaces de
interconexión internacional.
• Uso del enlace no responde a
contratos.
• Aplicación de separación de
mercados por congestión en
enlaces internacionales.
• Las Transacciones Internacionales
de Electricidad de corto plazo (TIE)
se valorizan con los precios a
ambos extremos del enlace.
• No se aplicaran subsidios, ni
impuestos a las TIE.
La Decisión CAN 536,
propuso un modelo de
mercado integrado de los
países, por medio de
contratos de suministro
entre agentes y
transacciones de corto plazo
entre los mercados sobre la
base de despachos
económicos coordinados.
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Decisión 536
Tipos de Transacciones
•
Contratos Financieros de Compraventa Internacional:
son largo plazo y deben responden al equilibrio de las
expectativas de los agentes. Requieren mecanismos de
protección para disminuir riesgos ante la congestión. Se
liquidan contra las TIE
•
TIEs: son de corto plazo y responden a la señal de precios
entre mercados, no son decididas por los agentes sino por los
operadores del sistema y/o del mercado. El uso físico de las
interconexiones es determinado por el despacho económico
coordinado de los mercados
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Daniel Cámac
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Rentas por Congestión
Rentas de
congestión
Precio en
competencia, si
no habría
congestión
En congestión, la capacidad de transmisión es menor que la capacidad requerida para satisfacer
el abastecimiento a precios marginales de competencia. Los precios en ambos extremos del
enlace congestionado son diferentes y por lo tanto se producen rentas de congestión en
proporción a la diferencia de estos precios y al flujo a través de la línea.
El Flujo A-B es igual al límite de capacidad
pB* > pA*, por lo que se producen rentas de congestión:
(pB* - pA*) x Flujo A-B
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Decisión 536
Lecciones Aprendidas de la Decisión CAN 536: Experiencia
Perú – Ecuador
• La integración de mercados debe efectuarse paulatinamente hasta
llegar a un punto de equilibrio en cuanto a la normativa, la
coordinación de operación, la diferencia de precios, entre otros
aspectos.
• El Marco General para la interconexión subregional de sistemas
eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad, basado en
un mercado unificado sin discriminación de precios y en
transacciones internacionales de corto plazo, que si bien son
deseables, resultan aplicables una vez que los mercados han
alcanzado cierta experiencia y equilibrio.
• Reconocimiento de la Seguridad de Abastecimiento. En la presencia
de riesgo de desabastecimiento no es sostenible socialmente cortar
el servicio interno a favor de la exportación.
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Decisión 536
Lecciones Aprendidas de la Decisión CAN 536: Experiencia
Perú – Ecuador
• No es posible afectar negativamente al mercado interno. Desde el
punto de vista político y social no es conveniente utilizar el
concepto de la no discriminación de precios como sustento para
trasladar a las tarifas internas el incremento del costo marginal en
el país exportador.
• El no reglamentar contratos de largo plazo con cobertura de riesgo
para situaciones previsibles de congestión de las interconexiones
impidió un mayor desarrollo de las interconexiones.
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Decisión 536 (cont.)
Lecciones Aprendidas de la Decisión CAN 536: Experiencia
Perú – Ecuador (cont.)
• Debido a los altos costos hundidos que representa el desarrollo de
infraestructura, tanto de generación hidroeléctrica como de transmisión, el
diseño de mercados integrados debe basarse en contratos de largo plazo
(suscritos entre los agentes de los mercados) que otorgue estabilidad y
garantías tanto a los generadores y distribuidores, lo que genera la
viabilidad para el desarrollo de infraestructura.
• Es necesario identificar la brechas de los marcos regulatorios y buscar la
convergencia de elementos fundamentales de la regulación, necesarios para
viabilizar los procesos de integración (pago de Capacidad o pago de un
costo fijo adicional al precio marginal)
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Decisión 536 (cont.)
Lecciones Aprendidas de la Decisión CAN 536: Experiencia
Perú – Ecuador (cont.)
•
Un marco normativo para la integración de los países debe
reconocer que este es un proceso lento y que no hay que forzar a
un mercado totalmente integrado, si es que la brechas entre los
marcos regulatorios y los precios entre los países son
considerables.
•
Así mismo, es necesaria la existencia de mecanismos de
cobertura contra los riesgos que genera la congestión en los
precios, de seguridad de suministro y de impacto en los precios
internos.
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Decisión 757 - Anexo I
Integración Energética Colombia – Ecuador
• Se basa en los principios de la Decisión 536, pero otorga
mayores incentivos a las transacciones internacionales de
corto plazo, y quita relevancia a los contratos firmes.
• Resaltan las siguientes controversias:
• En la oferta de electricidad se discriminan los precios para la demanda
nacional y para la demanda externa.
• Se dispuso que las rentas de congestión en el enlace internacional se
asigne 50% para el sistema importador y 50% para el sistema
exportador.
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Decisión 757 - Anexo II
Integración Energética Ecuador - Perú
• Los intercambios de electricidad estarán sujetos a la disponibilidad de
excedentes de potencia y energía del país exportador. Estos excedentes
corresponden a recursos de generación que no sean requeridos para
atender la demanda interna o mantener la seguridad del suministro de
cada uno de ellos.
Concepto de Intercambios
de Electricidad entre Perú –
Ecuador
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Decisión 757 – Anexo II
El intercambio de electricidad se realiza mediante contratos bilaterales de
suministro establecidos libremente entre los Agentes que intervienen en los
mercados de ambos países, hasta el límite de la capacidad de transmisión que
establezcan los operadores de los sistemas eléctricos. En este contexto, los precios
son establecidos por libre negociación de los Agentes intervinientes.
La demanda de exportación no debe afectar los precios del mercado interno. Así,
dicha demanda no se tomará en cuenta para la determinación de: a) los costos
marginales de los sistemas; b) la máxima demanda del sistema exportador; y, c)
las tarifas aplicables a los consumidores del sistema exportador.
Definición de Precios de
Intercambios de Electricidad
entre Perú – Ecuador
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Otras Experiencias en la Región
Perú Ecuador
Colombia Panamá
Perú –
Brasil
2010-2011
2010-2011
2010 - 2011
Intercambios de
Emergencia por
Acuerdo entre los
Estados
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Transacciones
basadas en
Contratos de Largo
Plazo y Derechos
Financieros de
Transmisión
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Acuerdo de
Integración para
Desarrollar Hidros y
exportar excedentes.
Basado en Contratos
de Largo Plazo
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Acuerdo de Integración
Energética Perú – Brasil

En junio de 2010, luego de varios años de negociación el Perú y Brasil suscribieron un
Acuerdo para el Suministro de Electricidad al Perú y Exportación de Excedentes al Brasil
(Acuerdo Perú-Brasil).
Potencial
Hidroeléctrico
~58 GW
Mercado
~30 TWh
~4.2 GW
Nota: Datos correspondientes al año 2009
Potencial
Hidroeléctrico
~180 GW
Mercado
~469 TWh
~67 GW
Características de los
Mercados Eléctricos de
Brasil y Perú
Acuerdo de Integración
Energética Perú – Brasil
 El objeto del Acuerdo Perú-Brasil es establecer un marco legal que
promueva el desarrollo de la infraestructura necesaria (centrales
hidroeléctricas y líneas de interconexión) en el territorio peruano.
 El Acuerdo Comercial prevé la producción de electricidad
destinada al mercado interno (Perú) y la exportación de los
excedentes de potencia y energía eléctrica asociada al Brasil.
 El Acuerdo prevé que las centrales hidroeléctricas y líneas de
interconexión construidas en el Perú se transferirán del sector
privado al Estado Peruano sin costo alguno al finalizar el periodo
de concesión (30 años).
Acuerdo de Integración
Energética Perú – Brasil
 Las empresas privadas interesadas en desarrollar
infraestructura en el marco del Acuerdo Perú-Brasil,
deben respetar la siguiente prioridad para la venta de
la energía producida:
 Mercado Regulado Peruano (todos los consumidores del
Servicio Público de Electricidad) a un precio fijo y competitivo
que busque evitar incrementos tarifarios. La cantidad y precio
son establecidos por el Estado Peruano al previo a la decisión
de construcción del proyecto
 Mercado Libre Peruano (por acuerdo entre las partes
mediante procesos de subasta pública); y
 Mercado Brasileño (monto fijo de potencia y energía asociada,
por un periodo de 30 años, que se podrán vender en subastas
de electricidad en el mercado regulado de Brasil)
Convergencias/Divergencias
Convergencia
Global
Prioridad en la Seguridad
de Abastecimiento
Energético (Venta de
excedentes, interrupción
de suministro en
Emergencia,
racionamiento)
No afectación a los Precios
del Mercado Interno
Suministro basado en
Contratos de Compraventa
Internacional a Precios
Firmes y Plazos
Determinados
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Convergencia
Intermedia
Utilización de mecanismos de
Competencia
Divergencias
No utilización de TIEs
Utilización de Mercado de Corto
Plazo para liquidar diferencias
Utilización de los DFT como
cobertura al riesgo de los precios
de congestión
Venta de Energía a través de “Pais
en Transito” y Eliminación de
“Pancaking”
Asignación de las rentas
por congestión
Tratamiento de la
Remuneración del Cargo
de Capacidad /
Confiabilidad
Identificación y Decisión para el
desarrollo de Enlaces
Internacionales
Daniel Cámac
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Convergencia de Mercados
Considérese dos sistemas A y B, con sus curvas de oferta y demandas X e Y. Al
interconectarse ambos sistemas, la demanda total será igual a (X+Y). Para
una interconexión plena no debe haber restricciones de transmisión, es decir la
capacidad de la interconexión deberá ser mayor o igual a “T”, entonces el
precio para ambos sistemas (precio del mercado integrado) será igual a Pc.
$/MWh
PB(aislado)
PC(interconectado)
PA(aislado)
Sistema A
X
X+T
X+Y
Sistema B
MW
Fuente: Hunt, S. (2002). Making Competition Work in Electricity, – Apéndice
F
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Precios y Rentas de Congestión
Si la capacidad de transmisión, por cualquier motivo, es T’ menor que T, los
precios en los mercados A y B son distintos y esa diferencia produce las
denominadas rentas por congestión.
$/MWh
Renta de Congestión
PB(aislado)
PB(congestión)
PC(interconectado)
PAC(congestión)
PA(aislado)
Capacidad de
Transmisión en
congestión
Sistema BMW
Sistema A
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Rentas en la Interconexión
Dado que sube el precio en el sistema A, respecto de su precio aislado, la renta de la
demanda en A es captada por los generadores en A. La renta de los generadores en B es
captada por la demanda en B dado que el precio es más bajo respecto del precio aislado.
La renta de congestión es el producto del flujo en la interconexión por la diferencia de
precios en sus extremos
$/MWh
PB(aislado)
PB(congestion)
Renta de los Generadores
en B que es captada por
la Demanda en B
Renta de Congestión
PC(interconectado)
PAC(congest)
PA(aislado)
Capacidad de
Transmisión en
congestión
Renta de la Demanda
en A que captan los
Generadores en A
Sistema B
Sistema A
MW
Demanda: Se refiere a los agentes que retiran energía en el mercado de corto plazo, pueden ser los
distribuidores, usuarios no regulados, comercializadores, generadores, entre otros. Independientemente de
ello, los efectos del precio serán asumidos por los consumidores
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Temas Controversiales
¿Están dispuestos los consumidores del sistema A a pagar
un precio mayor debido a la interconexión?
¿El sistema B está dispuesto a confiar que una parte de su
demanda (T) sea cubierta por generación en A?
¿Esta dispuesto el sistema A a comprometer una parte de
su generación (T) para atender al sistema B?
Puede ser que el costo de la capacidad “T” de transmisión
sea mayor que los ahorros del costo de operación.
Están los sistemas dispuestos aceptar una adecuada
asignación de las rentas de congestión?
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Derechos Financieros de Transmisión
(DFT)
DFT: Para financiar la
infraestructura de transmisión
• Implica dejar a los agentes del
mercado que decidan cuándo y
de qué capacidad será la
transmisión.
• Incentiva a los generadores del
sistema exportador a
sobredimensionar la transmisión
a fin de elevar los precios
marginales en su sistema y así
cobrar más por la misma
inyección.
• Elimina el riesgo para los Estados
de invertir en infraestructura de
transmisión que no se emplee
por no haber agentes interesados
en intercambios de electricidad.
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DFT Como cobertura ante riesgo
de congestión.
• Garantiza que los agentes
puedan recuperar o al menos
estar protegidos de pérdidas
económicas durante la congestión
de la transmisión.
• Se otorga las rentas de
congestión a los que adquirieron
los DFT y no necesariamente a
los que asumen el riesgo.
Daniel Cámac
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DFT como Cobertura de Riesgo
Caso SIN DFT
 GenA tiene contrato de largo plazo por 120 MW a 35 US$/MWh
y que GenB tiene contrato de largo plazo por 20 MW a 50
US$/MWh, ambos con la demanda en DemB
 La LT permite transmitir hasta 100 MW
GenB
@50 US$/MWh
GenA
@35 US$/MWh
Max=100 MW
Barra A
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Barra B
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DemB
140 MW Total
120 MW con GenA
20 MW con GenB
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DFT como Cobertura de Riesgo
Caso SIN DFT
El Despacho Económico resultante es como sigue:
GenA
@35 US$/MWh
100 MW
Saldo Total Gen A
Costo Generación
GenB
@50 US$/MWh Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
40 MW
Ingreso x Contrato
100 MW
Max=100 MW
Barra A
35 US$/MWh
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DemB
140 MW
Barra B
50 US$/MWh
-100 MWh x
100 MWh x
-120 MWh x
120 MWh x
- 1800 US$
35 US$/MWh = - 3500 US$
35 US$/MWh =
3500 US$
50 US$/MWh = - 6000 US$
35 US$/MWh =
4200 US$
Saldo Total Gen B
Costo Generación
Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
Ingreso x Contrato
-40 MWh x
40 MWh x
-20 MWh x
20 MWh x
0 US$
50 US$/MWh = - 2000 US$
50 US$/MWh =
2000 US$
50 US$/MWh = - 1000 US$
50 US$/MWh =
1000 US$
Pago DemB a GenA
Pago DemB a GenB
120 MWh x 35 US$/MWh =
20 MWh x 50 US$/MWh =
Daniel Cámac
4200 US$
1000 US$
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DFT como Cobertura de Riesgo
Caso CON DFT
Saldo Total Gen A
Costo Generación
Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
Ingreso x Contrato
Devol. FTR
Similar al caso sin DFT, pero GenA
adquiere DFT por 100 MW de A hacia B
GenA
@35 US$/MWh
100 MW
GenB
@50 US$/MWh
40 MW
100 MW
Max=100 MW
Barra A
35 US$/MWh
DemB
140 MW
Barra B
50 US$/MWh
-100 MWh x
100 MWh x
-120 MWh x
120 MWh x
100 MWh x
- 300 US$
35 US$/MWh = - 3500 US$
35 US$/MWh =
3500 US$
50 US$/MWh = - 6000 US$
35 US$/MWh =
4200 US$
15 US$/MWh =
1500 US$
Saldo Total Gen B
Costo Generación
Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
Ingreso x Contrato
-40 MWh x
40 MWh x
-20 MWh x
20 MWh x
0 US$
50 US$/MWh = - 2000 US$
50 US$/MWh =
2000 US$
50 US$/MWh = - 1000 US$
50 US$/MWh =
1000 US$
Pago DemB a GenA
Pago DemB a GenB
120 MWh x 35 US$/MWh =
20 MWh x 50 US$/MWh =
4200 US$
1000 US$
Nótese que con DFT el GenA ya no pierde 1800 sino solo 300.
Además la demanda paga lo mismo con o sin congestión en mérito
a los contratos de largo plazo
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Daniel Cámac
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DFT como Cobertura Total de Riesgo
Caso CON DFT
Similar al caso anterior, pero GenA
contrata solo por 100 MW con DemB
GenA
@35 US$/MWh
100 MW
GenB
@50 US$/MWh
40 MW
100 MW
Max=100 MW
Barra A
35 US$/MWh
DemB
140 MW
Barra B
50 US$/MWh
Saldo Total Gen A
Costo Generación
Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
Ingreso x Contrato
Devol. FTR
0 US$
-100 MWh x 35 US$/MWh = - 3500 US$
3500 US$
100 MWh x 35 US$/MWh =
-100 MWh x 50 US$/MWh = - 5000 US$
3500 US$
100 MWh x 35 US$/MWh =
1500 US$
100 MWh x 15 US$/MWh =
Saldo Total Gen B
Costo Generación
Inyec. Corto Plazo
Retiro Corto Plazo
Ingreso x Contrato
-40 MWh x
40 MWh x
-40 MWh x
40 MWh x
0 US$
50 US$/MWh = - 2000 US$
2000 US$
50 US$/MWh =
50 US$/MWh = - 2000 US$
2000 US$
50 US$/MWh =
Pago DemB a GenA
Pago DemB a GenB
100 MWh x 35 US$/MWh =
40 MWh x 50 US$/MWh =
3500 US$
2000 US$
Nótese que en este caso el GenA tiene cobertura al 100% con los DFT.
La demanda se mantiene protegida por sus contratos de Largo Plazo
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Daniel Cámac
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Modelo MIC
Seguridad Energética para Exportador
e Importador a través de intercambios
de excedentes que no se modifiquen
una vez decididos.
En el caso de emergencia o
desabastecimiento del mercado
interno, se interrumpe el flujo de
exportación y se afecta el despacho
económico; no obstante, se compensa
por los sobrecostos asumidos por la
correspondientes Agentes
Transacciones entre Agentes bajo
el concepto de No Discriminación,
basadas en contratos financieros
a término, de largo y mediano
plazo obtenidos en esquemas
competitivos (Licitaciones).
Los Agentes participantes deberán
tener respaldo físico de energía
firme previamente comprobado
Los contratos no obligan a que el
generador contratante despache.
Derechos Financieros de Transmisión, hasta la capacidad de LT,
como mecanismo de protección contra riesgos derivados de la
congestión en transmisión.
Los agentes ganadores del contrato de suministro de electricidad se
adjudicarán, adicionalmente, la titularidad de los Derechos Financieros
de Transmisión (DFT), del correspondiente enlace internacional, en la
misma proporción y plazos del respectivo contrato de suministro.
09/01/2012
Daniel Cámac
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Modelo MIC
Programación del despacho
económico de mínimo costo
para el conjunto de todos los
sistemas interconectados
(despacho coordinado), con base
a minimización de costo reales y
eficientes de producción.
Institucionalidad Supranacional y
Expedita de solución de
controversias
09/01/2012
Daniel Cámac
Tratamiento de “país en transito”
mediante regulación de la
trasmisión con el criterio de
“Participaciones Proporcionales”,
eliminando los efectos del
apilamiento de tarifas (“Efecto
Pancaking”).
Tratamientos tributarios
recíprocos y compatibles.
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Daniel Cámac
Gerente Comercial y de Regulación
Av. República de Panamá 3490
San Isidro
Lima 27. Perú
Tel 51 1 6167815
Fax 51 1 616 7992
[email protected]