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Módulo 1
► El diseño conceptual de los mercados eléctricos mayoristas en America Latina
► El modelo basado en costos variables
► La renta de escasez. La necesidad de introducir mecanismos de pagos de potencia.
► Costos Incurridos, "bid caps" y costos de referencia.
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Las Reformas y el Mercado
► El concepto de mercado en energía eléctrica o gas es relativamente
reciente, no tiene en la práctica mas de 30 años, con la excepción de
Chile, cuya reforma data de 1982.
► Porque se hacen las reformas?
• Tarifas altas
• Privatización
• Falta de capacidad del Estado para financiar la expansión
• Ineficiencia operativa
► En general se pueden resumir como: “la búsqueda de una mayor
eficiencia, con restricciones dadas por mantener la equidad”
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Mercados mayoristas en América Latina
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El sector eléctrico «tradicional»
► Los Paradigmas• La industria eléctrica debe ser un monopolio natural,• Las economías de escala en los tres segmentos no hacen posible la competencia,• La energía eléctrica es un «bien estratégico»
► Las organización que responde a los paradigmas• Empresas monopólicas integradas verticalmente• Tarifas reguladas • En general los monopolios son estatales
► Las consecuencias• Tarifas que no guardan relación con costos,• Ineficiencia,• Sobreinversión y subinversión,• Pérdida de capacidad de financiamiento,• Tarifas subsidiadas.
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Las reestructuraciones
► Los nuevos paradigmas• La competencia es posible en generación. Las economías de escala no son
relevantes• Se puede separar la distribución de la comercialización• Puede haber competencia en la expansión de la transmisión • La energía eléctrica es un bien transable• La distribución (red) es un monopolio natural
► En consecuencia• Se elimina la integración vertical• El Estado se retira de la toma de decisiones en el campo de la generación• Se privatizan las actividades• Se establece competencia en generación y comercialización, a través de un mercado
mayorista• Se permiten a «usuarios elegibles» comprar directamente el suministro en el mercado
mayorista
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La eficiencia económica
• La oferta tiene costos por producir, en general diferente para cada
productor
• La demanda tiene una disponibilidad a pagar , en general diferente para
cada consumidor
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La eficiencia económica
8
La eficiencia económica
► La eficiencia busca la maximización del beneficio social, definido como la
suma del excedente del productor mas el excedente del consumidor.
► Esto se alcanza cuando el precio se define en un punto en el que se
igualan los costos (ofertas) marginales con la utilidad marginal de los
compradores
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La eficiencia económica… y la demanda eléctrica
► Esta igualdad se logra con esquemas de mercado siempre que estén
dadas las condiciones de competencia perfecta
► La reestructuración de los mercados ha buscado de diversas formas que
el precio de la energía refleje los costos marginales de entregar energía, y
más recientemente , que la demanda participara del mercado.
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La búsqueda de la eficiencia en electricidad
► Para lograr la eficiencia resulta necesario establecer competencia, la que en general se considera posible en las actividades de generación y comercialización, y aun en la expansión de la transmisión (aunque con otro enfoque)
► La electricidad requiere entregarse a la red en forma simultánea a la ocurrencia del consumo
► Como primer paso se establecen mercados mayoristas, aunque en la mayor parte de los casos son métodos de subasta de precios, ya que no participa la demanda.
► Como en todo mercado mayorista, se prevén operaciones a corto plazo (spot) y a término (contratos)
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La búsqueda de la eficiencia en electricidad
Los limitantes de la competencia
► Las características físicas de la energía eléctrica
► La volatilidad
► La escasa participación de la demanda
► La injerencia del Estado
► El poder de mercado
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► La Unión Europea (+Noruega), USA, Nueva Zelanda, Australia adoptan mercados (licitaciones) de ofertas de precios sin pagos por potencia (salvo pocas excepciones), con posibilidad (y escasa respuesta) de participación de la demanda. Este modelo tiende a imitar a los mercados de commodities (de probada eficiencia)
► En América Latina predominan los mercados en los que se regulan los precios de las ofertas en base a sus respectivos costos variables. Estos modelos asumen la inelasticidad de la demanda, y se preocupan más de la expansión de mínimo costo mas que de la competencia.
La búsqueda de la eficiencia en electricidad
13
La búsqueda de la eficiencia en electricidad
► Si la demanda es inelástica, el excedente del consumidor es invariante.
► En estas condiciones, maximizar el beneficio social equivale a
maximizar el excedente del productor
► Y maximizar el excedente del productor equivale a minimizar el costo de
producción
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Las características particulares de la
energía eléctrica
► No es económicamente almacenable (sobre todo para la demanda)
► El equilibrio generación demanda se debe mantener en forma permanente (fracciones de segundo)
► Se requiere de un sistema de transmisión para vincular a las participantes del mercado. El sistema de transmisión está sujeto a congestión, fraccionando el mercado.
► La energía eléctrica no es (económicamente) trazable desde generadores a consumidores a diferencia del transporte de masa (gas, agua, bienes en general) o de información (telefonía, Internet, etc.)
► La demanda no responde en tiempo real al precio ( y en consecuencia se comporta como totalmente inelástica).
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La Volatilidad
► La consecuencia de un mercado spot que establece el precio de la energía en base a subastas de corto plazo, de un producto no almacenable, y con demanda inelástica es una alta volatilidad
► En los sistemas con declaración de precios sin pagos por potencia los generadores requieren de picos (spikes) de precios para recuperar costos fijos, que se presentan en general en situaciones de escasez
► En condiciones de competencia, se ofertan costos variables si existe un mecanismo de determinación de precio marginalista. Cuando se dan condiciones de escasez, se oferta mas que el CV. Esto permite recuperar costos fijos
► La volatilidad es una componente «indeseable» pero inevitable de los mercados eléctricos competitivos
► Que requiere de mercados a término eficientes que ofrezcan a los participantes un amplio menú de coberturas,
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La Volatilidad
► Cuál debería ser el precio en condiciones de escasez ?
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La Volatilidad
► La renta de escasez es necesaria para que unidades marginales recuperencostos fijos
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El rol del Estado
► En mercados eléctricos suele haber una alta participación de las autoridades regulatorias en el diseño y la administración del mercado. La competencia queda en gran medida limitada a aquello que la regulación permite.
► Esta participación tiene origen en: las restricciones de transporte, la escasa participación de la demanda, la dificultad en definir derechos de propiedad, el libre acceso,...• Y más recientemente en la necesidad de estabilizar precios y viabilizar inversiones (ej
licitaciones para contratación de largo plazo)
► Entonces: los precios de la electricidad son el resultado de la competencia ?, o de un sistema regulatorio que trata de imitar a un mercado?. Esta incógnita no tiene aun una respuesta uniforme. Y tiene implicancias en la evaluación de un mercado y la eficiencia de su funcionamiento,
► Las regulaciones sobre: formación del precio, poder de mercado, pools mandatorios, hedging hacen a la eficiencia, y si están mal diseñadas, pueden introducir ineficiencia
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El poder de mercado
► A diferencia de los mercados de commodities, en mercados eléctricos, bajo ciertas condiciones, participantes con potencias menores al 10% de la demanda pueden ejercer poder de mercado, en gran medida por la inelasticidad de la demanda (California es un buen ejemplo),
► En esta situación, resulta difícil determinar el límite entre rentas por escasez y poder de mercado,
► Lo cual dificulta la prevención a través de la regulación,
► Las soluciones hasta ahora se orientan a:• Contractualización,
• Price caps
• Participación de la demanda (con el objetivo final que reemplace a los price caps).
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La participación de la demanda
► No puede reaccionar suficientemente rápido para responder a los picos de
precios
► La estructura tarifaria basada en perfiles de carga hace que los consumidores
no “ven los picos de precios”
► La mayor parte de los consumidores no tiene medición (es decir in
formación)que les permita reaccionar a incrementos del precio.
► Por el momento la participación de la demanda no sirve para atenuar los picos
de precios
► Sólo se pueden cubrir de la volatilidad a través de los mercados de futuros
► La desregulación, y el desarrollo de la actividad de comercialización pueden
revertir esta situación
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Probando el diseño de los mercados
► Todas las transformaciones implican transferencias de recursos entre las partes.
A medida que el Estado se aleja, se tiende a un sistema de suma cero.
• Primera verificación: las reglas no deben impedir al sistema llegar a su óptimo
teórico. Forma de verificación: comparar óptimos teóricos (posiblemente en casos
simplificados) con las señales de la regulación.
• Segunda verificación es que las transferencias sean las previstas o deseadas.
Forma de verificación: la simulación numérica
• Tercera verificación: las empresas deben ser económicamente y financieramente
sustentables, aun ante cambios creíbles de las variables exógenas.
• Cuarta verificación: los precios deben ser inferiores a los “stand alone”. La
volatilidad a los usuarios finales deben ser tolerables por consumidores,
reguladores y políticos.
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Volatilidad y eficiencia…
► Los mercados eléctricos muestran que la volatilidad se incrementa en forma
simultánea a la eficiencia.
► Estrechamente ligada a la volatilidad está la seguridad de abastecimiento.
► Precios altos en el mercado spot reflejan escasez de oferta y mayor riesgo de
desabastecimiento.
► Cada sector eléctrico que se desreguló requirió de una definición (en general
implícita) de cómo se resolvió el dilema eficiencia vs. volatilidad y eficiencia vs.
seguridad de abastecimiento.
► En los mercados eléctricos la potencialidad de ejercicio de poder de mercado
está siempre presente. Pero su ejercicio requiere de ciertas condiciones en el
balance de oferta y demanda (en general baja reserva)
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La renta de escasez
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Pago por potencia
+ =
► Implican la necesidad de evitar precios de ofertas libres que «capturen» la renta de escasez
► Ofertas limitadas a costos variables, + mecanismo de determinación de precio en función de la oferta marginal > modelo América Latina
=
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Pagos por potencia
► Se pueden interpretar como un «seguro» contra la escasez. Se paga una prima
(pago por potencia) a cambio de que en situaciones de escasez la renta
asociada sea retenida por el consumidor.
► Los pagos por potencia deben permitir, entonces, sustituir la renta de escasez
que las unidades marginales requieren para cubrir sus costos fijos
► Es por ello que requieren
• identificar las situaciones de escasez que pretenden evitar
• identificar cuál es la tecnología de generación óptima que evita la escasez
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Pagos por potencia
Regulación regional
► Los pagos de potencia se asocian a una Potencia Firme reconocida
► Esa Potencia Firme surge en realidad de un cálculo previo de Energía Firme
que las distintas centrales pueden aportar en una condición crítica del sistema
preestablecida: hidrología seca
Hidro año seco
Térmica de punta óptima = ciclo abierto
Térmica de base
Térmica de semibase
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Pagos por potencia
Regulación regional
► El precio de la potencia debe cubrir los costos fijos de una unidad de punta
óptima
• Típicamente un ciclo abierto, dado su % de despacho medio esperado
Térmica de punta óptima = ciclo abierto
% de despacho esperado año seco
(% de despacho medio esperado es menor)
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Módulo 2
► Crisis de los modelos de mercado puros.
► La contratación de largo plazo.
► Rol del Estado.
► La irrupción del gas natural y las energías renovables.
► El concepto de servicios complementarios.
► Los límites del modelo de costos.
► Tratamiento regulatorio de nuevas tecnologías: almacenamiento, smartgrids
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Crisis de los modelos de mercado «puros»
► Luego de sufrir una crisis por falta de generación, en un mercado con fuente
componente hidroeléctrica, Brasil cuestiona el modelo de mercado
implementado hacia 1997, argumentando que al ser esencialmente un mercado
de corto plazo no daba respuestas frente a la volatilidad de los aportes
hidrológicos, implementando un modelo de contratación a largo plazo en 2004
► Posteriormente, hacia 2006, Colombia reforma su mecanismo de pago por
potencia, introduciendo subastas para asignar un cargo por confiabilidad por
varios años para nuevos proyectos
► Luego de la crisis de precios del crudo de 2007-2008, un gran número de
países de la región introducen licitaciones para la contratación a largo plazo con
el objetivo de diversificar sus matrices y estabilizar los precios.
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Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
► La reforma «de mercado» aplicada en 1997 en Brasil siguió, en líneas generales, la estructura de las reformas previas practicadas en América Latina
► La crisis de 2001 (racionamiento) disparó un análisis crítico del modelo adoptado
► Posiblemente las causas del racionamiento tuvieron su origen en consecuencias del modelo anterior al «de mercado»• Pero el modelo de mercado no logró impedirla
► El «nuevo modelo» de Brasil (2004) reemplazó el paradigma de las reformas de mercado:
«Competencia EN el mercado» como driver hacia la eficiencia
por un nuevo paradigma
«Competencia POR el mercado»
► En este nuevo modelo, las licitaciones / subastas para la compra de energía de largo plazo son la forma de acceder al mercado• normalmente restringido al mercado de clientes regulados (a tarifa)
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Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
► Los elementos comunes en todos los casos son:
• Promover el desarrollo de inversiones privadas en generación
• Asegurando, dentro de ciertos límites, los ingresos
• Eliminando o reduciendo riesgo de mercado
• Consiguiendo precios estables, menos dependientes de variaciones de
precios de energéticos en mercados internacionales
► Cantidades a contratar surgidas de un procedimiento regulado
► Regla en función de demanda proyectada
► En muchos casos, incorporación de algún proceso de planificación
centralizada para definir qué, cuánto y cuándo contratar
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Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
► Subyace el concepto de que los mercados mayoristas no producen
señales efectivas para las inversiones eficientes en generación
► Sin embargo, otros países lograron inversiones en generación con
esquemas de mercado, incluso han profundizado estos esquemas a lo
largo del tiempo
• Reino Unido
• países Nórdicos (Nordpool)
• Estados Unidos (PJM, NY Pool, Nepool, etc.)
• En la región, Argentina había logrado una inversión en generación sin
precedentes en su historia en el período 1993-2001
33
Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
► En el caso de Argentina la inversión en generación fue de tipo térmica (ciclos combinados) a gas natural, con precios de ese combustible sumamente bajos, y estables (producción doméstica, en gran escala). Hoy México está presentando una situación muy parecida, con oferta de gas por ductos desde Estados Unidos
► En el caso de los países europeos mencionados, y Estados Unidos, existían mercados energéticos desarrollados que aseguraban la oferta de energía primaria en cantidades suficientes y a precios estables, logrando competencia en la oferta y desarrollo de instrumentos de cobertura de precio para la demanda
► Cuando se implementaron subastas en la región esas condiciones en general no se presentaban:
• Alta volatilidad del precio de energéticos (Centroamérica, Chile, Perú)
• Alta volatilidad intrínseca por hidrología (Brasil, Colombia)
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Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
35
Empresa
integrada
Productores
Independientes
[PPA]
MM
de costos
+ potencia
Recuperar
costosContratos
Competencia
CV + pot
contratos
Planificación centralizada mandatoria
El mecanismo de formación del precio
Volatilidad
No
relevanteEscasa Importante
América Latina
SUBASTAS
O
LICITACIONES
MM de
precios
Competencia
picos
futuros
Muy
grande
necesaria
X
X
X35
Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
En el «nuevo modelo» coexisten
► la estructura de mercados mayoristas producto de las reformas
sectoriales previas al año 2000
• Con ofertas basadas en costos variables de producción
• Con un pago de potencia orientado a dar señales a la expansión
► con esquemas de decisión centralizada sobre la contratación a largo
plazo de nueva generación, que remunera la inversión a través de los
contratos
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Los desvíos del modelo de mercado.
Surgimiento de las «subastas» de generación
En el «nuevo modelo» coexisten
► la estructura de mercados mayoristas producto de las reformas
sectoriales previas al año 2000
• Con ofertas basadas en costos variables de producción
• Con un pago de potencia orientado a dar señales a la expansión
► con esquemas de decisión centralizada sobre la contratación a largo
plazo de nueva generación, que remunera la inversión a través de los
contratos
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El camino recorrido
Mercados
Eléctricos
Precios
Costos
Sólo
energía.
«Net
pools»
Energía +
Potencia
«Gross
pools»
Volatilidad:
hidro, precio
crudo.
disponibil.
gas
Licitaciones,
Subastas de
PPA
Estados Unidos, Europa
América Latina
Retail
competition ?
?
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Los cambios tecnológicos
Una de las mayores virtudes de los esquemas de mercado vs la contratación de
largo plazo es que transfieren el riesgo tecnológico a la oferta
► Con PPAs a 15 – 20 años, el impacto positivo de la irrupción de nuevas tecnologías
durante la vigencia de los PPA queda disminuido
Estamos asistiendo a una evolución tecnológica en la oferta energética que se está
dando a velocidades nunca antes registradas:
► Gas Natural Licuado
► Generación renovable, especialmente solar y eólica
► Dispositivos de almacenamiento
¿están los modelos de mercado desarrollados hasta el presente preparados para
este nuevo escenario? ¿o se está actuando en forma reactiva, desaprovechando
oportunidades?
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Los cambios tecnológicos
► La irrupción del GNL como un nuevo commodity impone nuevos desafíos a los mercados basados en costos
• Frecuencia de arribo de buques, almacenamiento
• Cláusulas Take or Pay > costo variable nulo
• Escala de la infrastructura de regasificación
• Acceso a precios internacionales competitivos
Estos elementos son compatibles con las metodologías de determinación de costos variables ?
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Los cambios tecnológicos
► La introducción masiva de renovables, competitivas por precio, introducen
nuevos conceptos:
• Atributo de flexibilidad operativa: en la medida que la participación de
renovables variables crezca en un mercado, puede resultar óptimo mejorar
la flexibilidad operativa de centrales existentes antes que contratar nueva
capacidad flexible para hacer frente a las variaciones de corto plazo
• Cómo se introduce la flexibilidad operativa en el mercado de costos ?
− Introducción en costos variables de O&M no reporta beneficios al que debe
hacer la inversión (puede tener nulo efecto en el costo marginal del sistema)
− Ampliando el concepto de Servicios Complementarios
− Se puede obligar a un generador a hacer inversiones en su planta para
operarla de una forma diferente ?
41
Los cambios tecnológicos
► En el caso de dispositivos de almacenamiento inteligente (BESS), constituyen
un dispositivo:
• Que se puede incluir en la optimización diaria en función de su capacidad máxima
(MW) y su energía, si actúa para compensar demanda
• Que puede participar en la provisión de servicios complementarios
► Hay antecedentes en los que la no existencia de regulación promovió la
instalación de BESS (ej SING Chile)
• Costo BESS < pérdida por aporte «solidario» de una central inframarginal a la
regulación primaria de frecuencia.
► Cómo se puede incentivar la introducción de estos dispositivos si se
distorsiona la señal de precios spot ? (por ejemplo, a través de sobre
contratación en licitaciones)
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Los cambios tecnológicos
► En una primer lectura, los mercados de precios, en los que la oferta compite por
el suministro del cliente final con un precio libre, parecen más orientados a
proveer a flexibilidad para que la oferta fije un precio en función de todos sus
atributos.
► En un mercado basado en costos, pareciera que la introducción de nuevos
elementos, diversificados en lo tecnológico, pero también en las características
del producto que ofrecen , plantea serios desafíos a los mercados de costos, en
los que de alguna manera se regula en forma ex ante los niveles competitivos
de precios ofertados.
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La introducción de nuevas tecnologías
Mercados
Eléctricos
Precios
Costos
Sólo
energía.
«Net
pools»
Energía +
Potencia
«Gross
pools»
Volatilidad:
hidro, precio
crudo.
disponibil.
gas
Licitaciones,
Subastas de
PPA
Estados Unidos, Europa
América Latina
Retail
competition
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Pagos por potencia ?
El sistema
de costos
es adaptable?
Señales de limitación en los mercados de precios
► En 2014, el Reino Unido implementó un mecanismo de Pagos por Potencia en un mercado que había alcanzado un altísimo nivel de desregulación
► Los argumentos se basan en que la introducción de nuevas tecnologías lleva a precios más volátiles, y en esas condiciones no se desarrolla generación de gran escala flexible que garantice la seguridad de suministro
► Se implementó un sistema de subasta de cantidad requerida. Fijada la cantidad el mercado determina el precio en una subasta. Es el esquema más difundido en mercados de precios.
► Actualmente hay en estudio un esquema de fijación de precios descentralizado luego de fijada una obligación (ej Francia), y métodos donde se fijan ambos: precio y cantidad.
• Analizar documento de la CE
45
La regulación del futuro
► Si los mercados de precios requieren pagos por potencia adicionales para
garantizar seguridad de suministro, lo que representa un avance del espacio
regulado sobre el espacio de decisiones libres
► Y los mercados de costos, que ya tienen pagos por potencia, encuentran
limitaciones para incorporar adecuadamente la variedad de desarrollos
tecnológicos que se presentan y se pueden presentar en el futuro, y además
sus señales económicas se encuentran distorsionadas por licitaciones de PPA
de largo plazo
► ¿qué camino debe tomar en América Latina?
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Módulo 3
► Las características del mercado de gas natural por ductos y licuado
► Condiciones típicas de contratación. Las restricciones de volumen
► El conflicto con el modelo de mercado basado en costos
► Energías renovables, el concepto de costo cero en el despacho.
► Revisión de los conceptos de costo marginal y costos variables. La dimensión temporal..
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El gas natural
Primeros desarrollos en la región
► Durante la segunda mitad del s.XX varios países desarrollaron sus mercados de
gas en base a sus reservas propias… el gas natural sólo podía transportarse
por ductos, por lo que los intercambios internacionales quedaron circunscriptos
al tendido de interconexiones gasíferas
► En América Latina: Argentina desde 1950, luego México, Perú, Bolivia y
Colombia en el último cuarto de siglo.
► Luego Chile y Brasil sobre la base de importaciones de Argentina y Bolivia
respectivamente
► En los países productores el precio quedaba fijado por políticas internas, con un
techo dado por el combustible sustituto
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El gas natural
El mercado por ductos
► Argentina, México, Perú, Bolivia y Chile, por la característica de su parque
generador aseguraban consumo de gas relativamente estable en centrales
eléctricas, facilitando la contratación de gas
• Los pozos de gas necesitan producción relativamente continua. El precio se
relaciona con la continuidad del suministro.
► En Argentina se desarrolló un mercado de gas avanzado para la región, donde
la demanda residencial e industrial representan la mayor porción del total del
mercado
• Como el mercado estaba aislado, se adoptaron referencias de precio locales, como
precios mínimos y máximos por estación, con indexación correlacionada a Fuel Oil
dentro de esas bandas
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El gas natural
El mercado por ductos
► Cláusulas comerciales típicas de contratación:
• Precios fijos o indexados a petróleo dentro de bandas
• ToP (Take or Pay): volúmen minimo de gas a comprar en un período de tiempo, típicamente 1 año. Si el offtaker no consume el gas debe pagarlo de todos modos
• DoP (Deliver or Pay): compromiso de envío del gas por parte del vendedor toda vez que sea nominado por el comprador. Si el comprador nomina gas y el vendedor no lo envía, el vendedor debe pagar el gas no enviado al comprador, independientemente de las penalidades que pudieran aplicar
• Carry Forward: posibilidad de compensar volúmenes ToP a futuro, generalmente acotadas en el tiempo, evitando así el pago de gas no consumido por el comprador
• Interrumpibilidad: posibilidad de no suministrar gas por un cierto número de días máximo por año, típicamente en meses críticos del mercado de gas, sin que el productor tenga que pagar DoP.
• Ventanas de no firmeza: períodos predefinidos en los cuales el suministro es sobre la base de oportunidad, sin vigencia de las cláusulas ToP y/o DoP.
50
El gas natural
El mercado por ductos
51
► El productor (vendedor) normalmente promueve cláusulas ToP
► Si hay que desarrollar importantes gasoductos, usualmente se requiere la
contratación de ese transporte en firme, lo que se materializa a través de un ToP
sobre la componente de transporte.
► Las cláusulas ToP son especialmente requeridas en mercados incipientes, para
viabilizar las inversiones en oferta y transporte.
► En el caso de generadores eléctricos, las cláusulas ToP representan un costo
fijo de combustible
• Excepto si tienen un mercado secundario donde revender el gas comprado no
utilizado
• Esto ha sido un inconveniente en países que introducen el gas natural y tienen una
matriz con una componente hidroeléctrica importante.
El gas natural
El mercado por ductos
► Colombia y Brasil requerían el uso de centrales térmicas en años secos, planteando un desafío a la contratación del gas
• En Brasil se resolvió creando la figura de «inflexibilidad» de la generación, que habilita a un generador a declararse forzado por razones comerciales
• Esto representa un desvío del despacho de mínimo costo, que se consideró aceptable para viabilizar las térmicas con gas importado desde Bolivia
• En Colombia, en cambio, el generador térmico quedó «prisionero» entre la volatilidad hidro y la posición de los productores de gas (dominada por el Estado) que exigían cláusulas Take or Pay al tener precios regulados de gas
• La desregulación de precios hizo que el precio requerido para un consumo de gas de «años secos solamente» sea elevado y aun así dificultara la operación de pozos, y requiera a su vez contratación firme de transporte no utilizado en años húmedos, lo que hizo que en definitiva muchas térmicas optaran por el diesel.
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El gas natural
Capacidad de licuefacción
► El desarrollo de tecnologías de licuefacción y regasificación a gran escala
cambiaron dramáticamente la realidad de los mercados de gas geográficamente
estancos… el gas pasó a ser exportable e importable como los demás
hidrocarburos
• Pero los países requieren infraestructura costosa para hacerlo
Fuente: IGU World LNG report 2017
53
El gas natural
Capacidad de licuefacción► La escala de los trenes de licuefacción ha ido aumentando
Fuente: IGU World LNG report 2017
1 MTPA de GNL equivale aproximadamente a 4 millones de m3/día de gas regasificado
4 millones m3/día de gas equivalen al consumo de un ciclo combinado de 1000 MW
despachado a máxima potencia
= 4500 MW en CC
54
El gas natural
Capacidad de licuefacción
55
Fuente: IGU World LNG report 2017
El gas natural
Capacidad de licuefacción
► En la actualidad, en América Latina y el Caribe sólo Perú y Trinidad Tobago
exportan GNL
► Estados Unidos es un nuevo actor, que desde la oferta de gas natural no
convencional (shale gas) se espera sea uno de los tres players relevantes en no
más de 5 años, junto a Qatar y Australia
56Fuente: IGU World LNG report 2017
El gas natural
Dinámica del mercado
► La oferta de GNL requiere, para desarrollarse, importantes compromisos
comerciales para poder implementarse como «project finance»
► Si un tren produce gas suficiente para alimentar 4000 MW en ciclos combinados
despachados en la base, América Central podría abastecer casi toda su
demanda eléctrica con la oferta de dos trenes
• Hay un problema de escala «grandes» ciclos combinados a escala regional
(ej 800 MW) sólo ocupan un 20% de la capacidad de un tren de
licuefacción.
► Entonces… ¿quiénes son los offtakers primarios de la oferta de GNL? Y
si se es un offtaker de menor escala, o con consumo no garantizado…
¿qué precios se pueden obtener?
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El gas natural
Dinámica del mercado
► La tendencia de precio es hacia la referencia propia del mercado de gas (Henry Hub), pero aun hay comercialización a precios correlacionados al sustituto
► Offtakers de mayor peso, de buena calificación crediticia, tienen acceso a precios correlacionados a precios de gas (HH). De otra manera, se accede a precios correlacionados al sustituto (Brent)
58
Fuente: IGU World LNG report 2017
El gas natural
Dinámica del mercado
► Condiciones típicas de contratación de suministro GNL mediano / largo plazo
• Precios escalados con Brent o con precios de mercados de gas (típicamente HH
USA, NBP UK, German Border)
• ADP (Anual Delivery Program): Programa anual de entrega de buques de GNL
• ToP (Take or Pay), puede ser en volumen o en número de barcos
• Compromiso total anual de volumen de gas
• Desvío de barcos: posibilidad o no de desviar buques a destinos alternativos
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El gas natural
Dinámica del mercado
► El desarrollo de la explotación de gas natural no convencional (shale gas) en
Estados Unidos está aumentando la presión exportadora de ese país
► A futuro, el shale gas tendrá progresivamente una mayor injerencia en la oferta
mundial de GNL, dominada inicialmente y hasta el presente por los productores
de gas convencional.
60
Fuente: EIA
El gas natural
Dinámica del mercado
► La alta transparencia en la formación de precios de gas interna de Estados
Unidos, unido a la creciente oferta exportadora de ese país están haciendo
progresivamente más accesibles los contratos a precios escalados con Henry
Hub (precio de gas de Estados Unidos)
► Se suma a esta oferta la exportación de gas desde Estados Unidos por ductos,
hacia México en una primera etapa… y en un futuro a América Central ?
► Por el momento, y aunque la escala de los trenes se prevé que se reduzca al
orden de 3 MTPA, persiste la necesidad de las Licuefactoras de conseguir
contratos de largo plazo por volúmenes relevantes.
► ¿Cómo encaja esta realidad del mercado de gas internacional en
los mercados eléctricos de América Latina, basados en costos?
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El gas natural
Condiciones contractuales y los mercados basados en
costos
62
► Los mercados eléctricos latinoamericanos requieren una declaración de costos
variables por parte de los generadores
► Esas declaraciones tienen distinta periodicidad según los mercados:
• Semanal
• Mensual
• Semestral
• Anual
• Cuando ocurren cambios
► Las declaraciones son en general de costos reales, de acuerdo (en los casos de
térmicas) a sus contratos de compra de combustible, y costos de O&M auditables
• Excepto en los esquemas originales de Argentina y Bolivia, que permite cualquier
declaración sujeta a un cap calculado para cada generador con precios de combustible
y costos de O&M de referencia
El gas natural
Condiciones contractuales y los mercados basados en
costos
63
► Con los costos declarados, el operador del sistema debe realizar la
programación de largo plazo para optimizar embalses, y luego realizar la
programación semanal y el predespacho.
► ¿cómo se deberían considerar las cláusulas ToP o compromisos mínimos de
envíos por barco de GNL en la programación de largo plazo?
• La secuencia tal como está implementada hace que el generador deba primero
contratar el GNL y después declarar.
Contrato de
gasDeclaración
Planificación y
programación
de LPPeríodo planificación 6m – 1 año
El gas natural
Condiciones contractuales y los mercados basados en
costos
64
► Si el generador tiene cláusulas ToP en su contrato de gas (GSA), el costo del combustible por el volumen comprometido de gas es un costo fijo
• Si el GSA permite el redireccionamiento de barcos, entonces el generador tiene un costo de gas de oportunidad variable por el volumen redireccionado, que es el precio en el mercado alternativo
► Teniendo un contrato de gas con ToP sin redireccionamiento de barcos, el generador debería declarar costo cero de gas
• Pero restringido al volumen ToP
► Y un costo variable de gas por el volumen adicional al ToP
► Estas formas de declaración en principio no están consideradas por las regulaciones
El gas natural
Condiciones contractuales y los mercados basados en
costos
65
► Qué es lo que debería hacerse ?
► Brasil y Chile han tomado medidas específicas sobre este punto• Brasil, siendo un sistema fuertemente hidro, requiere despacho de térmicas tipo on-off
según condición hidrológica. En este contexto implementó un despacho anticipado para térmicas a GNL con compras de gas de oportunidad (ver ANEEL Resoución 282/2007). El generador GNL con ToP puede declararse inflexible, pero debe hacerlo cuando compite en la subasta por el PPA.
• Chile implementó condiciones para el despacho diferenciadas, vinculadas a las modalidades de compra del GNL (ver NORMA TÉCNICA PARA LA
• PROGRAMACIÓN Y COORDINACIÓN DE LA OPERACIÓN DE UNIDADES QUE UTILICEN GNL REGASIFICADO)
► En otros países se está analizando este tema ante la entrada en servicio de unidades de generación con GNL
El gas natural
Condiciones contractuales y los mercados basados en
costos
66
► Los mercados de costos, están pre-asumiendo costos adicionales (no óptimos)
al otorgar condiciones especiales a las centrales a GNL ?
• Tema de pendiente resolución.
► En los mercados de precios, el riesgo lo debe asumir el generador a GNL
• Es mucho el riesgo, al punto que puede bloquear inversiones
► Estos aspectos se intensifican con la entrada masiva de generación
renovable
La introducción de GNL
Mercados
Eléctricos
Precios
Costos
Sólo
energía.
«Net
pools»
Energía +
Potencia
«Gross
pools»
Volatilidad:
hidro, precio
crudo.
disponibil.
gas
Licitaciones,
Subastas de
PPA
Estados Unidos, Europa
América Latina
Retail
competition ?
?
67
Transfiere riesgo
ToP GNL al generador
Requiere
adaptación
regulatoria
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
68
► El desarrollo de ERNC ha cobrado fuerte impulso en la región en los últimos
cinco años
► Para la introducción, en general, se optó por licitaciones para contratar energía
renovable mediante contratos de largo plazo (PPA) en el contexto del cambio de
paradigma de mercado
► Con algunas particularidades
• En Chile se implementó además un mercado de certificados verdes
• En el caso de Perú se adjudica una prima variable sobre el precio spot que asegura
una tarifa requerida
► Siguiendo la evolución tecnológica y la consiguiente reducción de
costos, primero ingresaron eólicas y luego solares
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
69
► Aun en países en los que se estableció un objetivo (cuota) de renovables, se
optó por contratación a largo plazo
► En algunos casos, se implementaron mecanismos regulatorios para mitigar
riesgo asociado a variaciones de producción, pero se mantuvo una señal
económica de mercado como señal para la inversión
• México, que valoriza excedentes y faltantes a costos marginales previstos
• Chile, que contrata por curva de carga plana (24hs y horas solares solamente)
► En los demás casos (excepto Perú que compromete mediante el contrato una
prima) se implementaron contratos a través de los cuáles se paga un precio
resultante de la licitación por la energía generada.
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
► Inversión en América Latina
70
Fuente: propia con datos IRENA
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
► Efectos sobre los precios spot (renovables + sobreinversión por licitaciones)
71
Fuente:propia
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
► Costos de inversión
72
Fuente: Lazard
$55: Variable cost CC-GNL
$55: Variable cost CC-GNL
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
73
► La comparación en base al costo de desarrollo (LCOE) oculta el denominado
«costo de integración» de las renovables:
• Costo de las reservas de corto plazo necesarias para atender variaciones de
eólicas y solares
• Costo de térmicas no despachadas (más elevado, tiende a desaparecer)
Las energías renovables no convencionales (ERNC)
74
► La generación eólica y solar se remunera por energía inyectada en PPA sólo como un incentivo regulatorio para el desarrollo de los proyectos más eficientes
► Su estructura de costos es esencialmente fija (inversión + O&M)
► En consecuencia, la representación de un costo variable de renovables para el comprador es estrictamente un tema contractual entre comprador y vendedor, correspondiendo el despacho de acuerdo al costo marginal de producción, que en la práctica es aproximadamente nulo.
• Sin embargo, en casos donde el comprador es asimismo el operador del sistema, puede existir un incentivo distorsivo a reducir su despacho frente a otras centrales de menor costo variable de producción comparado con el precio de los PPA, para ahorrar pagos a los PPA .
• Estas distorsiones deben evitarse pues las renovables requieren remunerar exclusivamente costos fijos, por lo que toda reducción de despacho afecta su rentabilidad respecto de la prevista al ofertar en la licitación
ERNC y Gas Natural
75
► Dado que las renovables deben despacharse a costo cero en un mercado de
costos, inevitablemente reducirán el despacho térmico, aun el de centrales a
GNL
► Esto ocurre aun cuando el precio del contrato de las renovables sea mayor al
costo variable de un CC a GNL, pues usualmente se toma la decisión de
contratar renovables en forma separada para cumplir objetivos de cuota.
► Los PPA de renovables, en consecuencia, «encapsulan» el negocio renovable,
pero pueden afectar el desarrollo de otras tecnologías necesarias para
garantizar la seguridad de suministro… seguimos pensando en «promoción»
de renovables, cuando deberíamos pensar en términos de «integración»
ERNC y GNL
76
► Cómo se concilian los despachos de «costo cero» de renovables, intermitentes,
con, los despachos de plantas a GNL ?
• Interés de la cadena de GNL de vender el producto para financiar producción y licuefacción
• Inflexibilidad temporal GNL por cláusulas ToP
• Renovables aportan energía firme
• GNL aporta potencia firme y energía firme
• Costos de desarrollo de renovable entrando en zona inferior a costo variable completo GNL
• Rol de los PPA para promover renovables
Módulo 4
► El cambio de las condiciones externas a los mercados eléctricos latinoamericanos
► Análisis del rol del Estado ante una nueva realidad
► Repensando los modelos de mercado mirando al futuro
► Análisis crítico de las licitaciones de generación de largo plazo y el modelo de toma de decisiones.
► Discusión final. Cierre
77
Condiciones externas a los mercados eléctricos
78
► Cuando en 2007-2009 la mayoría de los países latinoamericanos adoptan
licitaciones de largo plazo lo hacen para «protegerse» de condiciones externas
desfavorables que impactaban en los precios de electricidad a corto plazo sin
que el mercado diera respuestas rápidas.
► Hoy la situación es diametralmente opuesta.
• Presión competitiva GNL alta, y creciente a futuro
• Presión competitiva ERNC solar y eólica alta, y creciente por desarrollo tecnológico
• Introducción de nuevas tecnologías que mejoran la «firmeza de corto plazo» de las
renovables
¿Competencia POR el mercado,
o competencia EN el mercado ?
79
► Muchas de las preguntas relativas a los despachos y reservas (GNL y
renovables) pueden resolverse en competencia entre estas tecnologías EN el
mercado para abastecer al usuario final
► El concepto de Pagos por Potencia en mercados de costos debe ser revisado.
• Era la señal para que la generación marginal entrara al mercado
• Se determina en función de una situación crítica relacionada a energía (año seco)
• Sin reparar en reservas de corto plazo, que se resuelven en el ámbito de los Servicios
Complementarios
− Salvo algunas excepciones, como penalización a tiempos de arranque elevados (turbovapor en
Guatemala)
¿Competencia POR el mercado,
o competencia EN el mercado ?
80
► Renovables cambian el perfil de demanda a abastecer
¿Competencia POR el mercado,
o competencia EN el mercado ?
81
► Exigiendo flexibilidad de corto plazo
► La redefinición del producto potencia, cubriendo largo plazo (energía firme) y corto plazo (reservas) puede inducir señales a la flexibilidad operativa, dejando el mercado de servicios complementarios a regulación de frecuencia, de tensión y otros servicios como arranque en negro
► Podría admitir el demand side management, mucho más factible en corto plazo que durante todo un año seco
Factible ?Unidades flexibles
Recorte de demanda
¿Competencia POR el mercado,
o competencia EN el mercado ?
82
► Con las metodologías actuales (en general), renovables aportan ENERGÍA
FIRME en el año seco, y por consiguiente pueden argumentar necesidad de un
pago de potencia.
► Pero lo que está cambiando es lo que denominamos condición crítica del
sistema
• O, en realidad, están emergiendo dos situaciones críticas diferentes: necesidad de
energía firme para cubrir volatilidad de largo plazo (hidroeléctrica), + necesidad de
potencia firme para cubrir volatilidad de corto plazo (eólica - solar)
► Revisemos el documento de la Comisión Europea … cuando se refieren
a pagos por potencia, a qué «potencia» se refieren ?
¿Competencia POR el mercado,
o competencia EN el mercado ?
83
► Con las metodologías actuales :
Mercados
Eléctricos
Precios
Costos
Sólo
energía.
«Net
pools»
Energía +
Potencia
«Gross
pools»
Volatilidad:
hidro, precio
crudo.
disponibil.
gas
Licitaciones,
Subastas de
PPA
Estados Unidos, Europa
América Latina
Retail
competition
Resuelven GNL / renovable
EN el mercado.
Necesitan intervención por
Potencia (seguridad de
suministro)
GNL requiere
solución regulada
adicional al PPA
Planificador
resuelve GNL /
renovable
Eficiencia ?
Las condiciones externas a los
mercados latinoamericanos
han cambiado
Esquemas rígidos asignan
todo el riesgo tecnológico
al consumidor
Los esquemas de costos pueden adaptarse
Pero requieren reformular el concepto
de pagos por potencia
84
PPA largo plazo
«encapsulados»
Volver a la
competencia EN el
mercado
Hacia un desarrollo de generación eficiente…
Volver a las fuentes para capturar eficiencia
Pagos por potencia y el modelo conceptual
► Los PAGOS POR POTENCIA son señales a la inversión
► En el contexto de COMPETENCIA EN EL MERCADO
► Si se continúa con el concepto de COMPETENCIA POR EL MERCADO, los pagos por
potencia no tienen sentido (ej Brasil no tiene pagos por potencia regulados)
► En COMPETENCIA POR EL MERCADO todo debe ser resuelto por el planificador
85
Potencia firme
Generación
renovable
Reservas corto y
mediano plazo
Transmisión Oferta
Eficiente
$A
$B
86
mínimo
$A + $B
$C + $D
… con
calidadGeneración
hidro
Reservas largo
plazo
$C
$D
Búsqueda de la eficiencia global asegurando …
Energía firme
• Marco regulatorio con participación de Estado como planificador
• Open access
• Gas Natural : gasoductos o electroductos ?
• Renovables requieren cambio de paradigma:
«Infraestructura para el Desarrollo»
87
El transporte eléctrico
Estado ? Apto para Infraestructura para el Desarrollo
… pero sus errores / problemas gestión no pueden
ser mitigados por el sector privado (ej.Chile, Brasil)
Mercado ? Desarrollo transporte «reactivo» a proyectos,
no apto para desarrollar infraestructura «ex ante»
…. pero sirve como mitigación si el Estado falla
Estado y Mercado ?
87
Miremos hacia el horizonte …
► Condiciones estructurales inmejorables
• Recursos naturales
• Oferta internacional muy competitiva
► Tenemos una buena regulación sectorial de base
• Quizás limitada a una estructura de generación convencional que ha
quedado desactualizada
• Factible de ser adecuada, involucrando al Estado en su justa medida
• Repensando conceptos básicos claves para contribuir a una economía
competitiva: reglas, eficiencia y espacios de negocio
… es hora de enfrentar el desafío !!!88
¡ Muchas gracias !
Carlos Skerk
Mercados Energéticos Consultores
www.me-consultores.com
+54 11 4383 7378
Skype: me_cskerk
Cerrito 388 p.6 – C..A.B.A.
89
Grupo Mercados Energéticos
