introducciÓn al sector elÉctrico …iie.fing.edu.uy/investigacion/grupos/syspot/mmee1.pdf ·...
TRANSCRIPT
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