Modelos Comerciales para Intercambios de Electricidad e Integración Energética

Modelos Comerciales para Intercambios de Electricidad e

Integración Energética

Daniel Cámac

San José, Costa Rica3-4 de setiembre de 2012

Daniel Cámac 2

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

09/01/2012

Daniel Cámac 3

Experiencias en la CAN

Decisión 536

Dic 2002

Decisión 720

Nov 2009

Decisión 757

Ago 2011

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Marco General para intercambio comercial de

electricidad en la subregión

• 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

• Ampliación de suspensión del Marco General.

• Se incluyen regímenes temporales para transacciones entre Colombia - Ecuador y Ecuador – Perú - Terceros

Daniel Cámac

Decisión 536

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.

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.

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Daniel Cámac

Decisión 536Tipos 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 6

Rentas por Congestión

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El Flujo A-B es igual al límite de capacidadpB* > pA*, por lo que se producen rentas de congestión:(pB* - pA*) x Flujo A-B

Precio en competencia, si no habría congestión

Rentas de 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.

Daniel Cámac 7

Decisión 536Lecciones 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)

Daniel Cámac09/01/2012 9

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.


Decisión 757 - Anexo IIntegración 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.


Decisión 757 - Anexo IIIntegración 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.

Daniel Cámac

Concepto de Intercambios de Electricidad entre Perú – Ecuador

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Decisión 757 – Anexo IIEl 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.

Daniel Cámac

Definición de Precios de Intercambios de Electricidad entre Perú – Ecuador

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Otras Experiencias en la Región

Perú -Ecuador

2010-2011

Colombia - Panamá

2010-2011

Perú – Brasil

2010 - 2011

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Intercambios de Emergencia por

Acuerdo entre los Estados

Transacciones basadas en

Contratos de Largo Plazo y Derechos

Financieros de Transmisión

Acuerdo de Integración para

Desarrollar Hidros y exportar excedentes. Basado en Contratos

de Largo Plazo

09/01/2012 Daniel Cámac

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).

Mercado~30 TWh~4.2 GW

Mercado~469 TWh~67 GW

Potencial Hidroeléctrico

~58 GWPotencial

Hidroeléctrico~180 GW

Nota: Datos correspondientes al año 2009

Características de los Mercados Eléctricos de Brasil y Perú


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).


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)

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Convergencias/DivergenciasConvergencia

GlobalPrioridad 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

Divergencias

Asignación de las rentas por congestión

Tratamiento de la Remuneración del

Cargo de Capacidad / Confiabilidad

Convergencia Intermedia

Utilización de mecanismos de Competencia

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 congestiónVenta de Energía a través de “Pais

en Transito” y Eliminación de “Pancaking”

Identificación y Decisión para el desarrollo de Enlaces

Internacionales


Daniel Cámac 19

Convergencia de Mercados

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Fuente: Hunt, S. (2002). Making Competition Work in Electricity, – Apéndice F

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.

MW

/$MWh

Sistema A X Sistema B X+T X+Y

PA(aislado)

PB(aislado)

PC(interconectado)

T

Precios y Rentas de Congestión

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MW

/$MWh

Sistema A

PA(aislado)

Sistema B

PB(aislado)

PAC(congestión)

PB(congestión)PC(interconectado)

Capacidad de Transmisión en congestión

T'T

Renta 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.

Rentas en la Interconexión

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MW

/$MWh

Sistema A

PA(aislado)

Sistema B

PB(aislado)

PAC(congest)

PB(congestion)PC(interconectado)

Capacidad de Transmisión en congestión

T'T

Renta de los Generadores en B que es captada por la Demanda en B

Renta de Congestión

Renta de la Demanda en A que captan los Generadores en A

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

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

Daniel Cámac 22

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?

09/01/2012

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.

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 24

DFT como Cobertura de Riesgo

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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

GenA@35 US$/MWh

GenB@50 US$/MWh

Barra A Barra B

DemB140 MW Total120 MW con GenA

20 MW con GenB

Max=100 MW

Caso SIN DFT

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El Despacho Económico resultante es como sigue:

GenA@35 US$/MWh100 MW

GenB@50 US$/MWh40 MW

Barra A35 US$/MWh

Barra B50 US$/MWh

DemB140 MW

100 MW

Max=100 MW

Saldo Total Gen A 1800 US$- Costo Generación -100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$- Inyec. Corto Plazo 100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$ Retiro Corto Plazo -120 MWh x 50 US$/MWh = 6000 US$- Ingreso x Contrato 120 MWh x 35 US$/MWh = 4200 US$

Saldo Total Gen B 0 US$ Costo Generación -40 MWh x 50 US$/MWh = 2000 US$- Inyec. Corto Plazo 40 MWh x 50 US$/MWh = 2000 US$ Retiro Corto Plazo -20 MWh x 50 US$/MWh = 1000 US$- Ingreso x Contrato 20 MWh x 50 US$/MWh = 1000 US$

Pago DemB a GenA 120 MWh x 35 US$/MWh = 4200 US$ Pago DemB a GenB 20 MWh x 50 US$/MWh = 1000 US$


Caso SIN DFT

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Similar al caso sin DFT, pero GenA adquiere DFT por 100 MW de A hacia B



Barra A35 US$/MWh

Barra B50 US$/MWh

DemB140 MW

100 MW

Max=100 MW

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

Saldo Total Gen A 300 US$- Costo Generación -100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$- Inyec. Corto Plazo 100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$ Retiro Corto Plazo -120 MWh x 50 US$/MWh = 6000 US$- Ingreso x Contrato 120 MWh x 35 US$/MWh = 4200 US$

Devol. FTR 100 MWh x 15 US$/MWh = 1500 US$




Caso CON DFT

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DFT como Cobertura Total de Riesgo

Similar al caso anterior, pero GenA contrata solo por 100 MW con DemB



Barra A35 US$/MWh

Barra B50 US$/MWh

DemB140 MW

100 MW

Max=100 MW

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

Saldo Total Gen A 0 US$ Costo Generación -100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$- Inyec. Corto Plazo 100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$ Retiro Corto Plazo -100 MWh x 50 US$/MWh = 5000 US$- Ingreso x Contrato 100 MWh x 35 US$/MWh = 3500 US$

Devol. FTR 100 MWh x 15 US$/MWh = 1500 US$




Caso CON DFT

Modelo MICSeguridad 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.


Modelo MICTratamiento de “país en transito” mediante regulación de la trasmisión con el criterio de “Participaciones Proporcionales”, eliminando los efectos del apilamiento de tarifas (“Efecto Pancaking”).

Institucionalidad Supranacional y Expedita de solución de controversias

Tratamientos tributarios recíprocos y compatibles.

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.


Gerente Comercial y de Regulación Av. República de Panamá 3490

San IsidroLima 27. Perú

Tel 51 1 6167815Fax 51 1 616 7992

[email protected]

Daniel Cámac

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