MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO REGULADO MOR-
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MERCADO ORGANIZADO PARA EL MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO
REGULADO MOR-REGULADO MOR-
V EDICION DEL CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA
Cartagena de Indias, 19 al 23 de Noviembre de 2007
2
CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
3
CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
4
Modelo Vigente en Colombia
Mercado Competitivo Mercado Regulado
Venta de energía
UR
GCDT
C
UNR
GCD GC
DC GCD
UNRUNR
GC GCDT GCD
C
UR
GC
UNR
DC
UR UR UR
GCD
Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos)
Elementos Críticos del ModeloDeficiencias en la contrataciónAsimetrías en la asignación de costos UR y UNRUniversalización no resuelta
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Empresas y Usuarios
Recuperación de Costos
PRINCIPIOSPRINCIPIOS1.1. Eficiencia EconómicaEficiencia Económica
2.2. Suficiencia FinancieraSuficiencia Financiera
3.3. EstabilidadEstabilidad
4.4. NeutralidadNeutralidad5.5. TransparenciaTransparencia6.6. SimplicidadSimplicidad7.7. ExigibilidadExigibilidad8.8. ConsistenciaConsistencia
Precios: Mercado Competitivo
No se otorgan ventajas particulares
Disponibilidad de información
Fácil comprensión y control
Cumplimiento de las obligaciones
Con los diferentes Mercados
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CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
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FÓRMULA TARIFARIA ACTUAL
tmtmmntn
ztmtmtmn COD
PRTGCU ,,,
,
,,,,,
)1(
• Resolución CREG – 031 de 1997
G:G: GeneraciónGeneraciónT:T: TransporteTransporteO:O: Otros Cargos (CND/SIC , Otros Cargos (CND/SIC , SSPD, SSPD, CREG). Restricciones y CREG). Restricciones y Servicios Servicios complementarioscomplementarios
D: Distribución al nivel de Tensión C: Comercialización.PR: Pérdidas reconocidas, según nivel de tensión.
8
El costo de las compras propias del comercializador para atender al usuario regulado (Bolsa y Contratos)
G P M Pm t m t m m t m m, , , 1 1 1
PP
IPPIPP
m
m im
m ii
1
1
12
12M
MIPPIPP
m
m im
m ii
1
1
12
12Todas las transacciones en el Mercado Mayorista. (Bolsa y Contratos)
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3. Situación ActualTópicos estudiados:Mercado Mayorista
Diferencias entre los mercados de contratos entre regulados y no regulados.
Contratación de energía para el mercado regulado
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3. Situación ActualMercado Mayorista
Contratos de Mediano y Largo plazo
Mercado Regulado: Convocatoria Pública
Mercado No Regulado: Negociación libre
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3. Situación ActualDIFERENCIA DE PRECIOS
Precios Promedio de Contratos de Largo PlazoMercados Regulado y No Regulado
$/kWh a octubre 2005
-
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
120,00C No reguladoC reguladoPbolsa
13 $/kWh
12
FACTORES EXPLICATIVOSFACTORES EXPLICATIVOS
• Posibles factores explicativos de las diferencias: – Volumen– Distribución horaria de la demanda – Duración – Garantías
13
VOLUMENVOLUMEN
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
GWh
$/kw
h (p
esos
ene
200
5)
Regulado No Regulado
Distribución de la demanda negociada mediante contratos
Magnitud contratos ordenados de mayor a menor; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005
14
DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDADISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA
Si se liquidan los contratos a precio de bolsa, la diferencia entre los precios regulados y no regulados es de$/kWh 1,07.
Precio regulado: $/kWh 74,74
Precio no regulado:
$/kWh 73,67
0
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24
NR
No regulado
Regulado
Es decir explica solo el 8% de la
diferencia
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DURACIÓNDURACIÓNMercado Regulado: precios - Duración
Duración en meses; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005
0
20
40
60
80
100
120
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Meses
$/kW
h
16
GARANTÍASGARANTÍAS
17
GARANTÍASGARANTÍAS
18
Contratación de Energía para el mercado regulado
• Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)
TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS
CHB14%
CHV2%
EBS3%
EMU0%
EPM13%
ESS4%
GNC4%
EMG47%
ISG13%
TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS
HLA2%
ESS4% EDC
8%
ECA7%
CTS7%
CQT1%
CNS6%
CDS64%
Ventas Emgesa Compras Codensa
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Contratación de Energía para el mercado regulado
• Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)
TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS
CHB3%
CHV7%
CRL8%
DCL9%
EPM62%
ISG11%
TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS
EPM38%
EEC7%
EDC13%
ECA9%
CTS3%
CNS1%
CHC7%
CET2%
CDS14%
EPS1%
ESS3%
HLA2%
Compras EPM Comercializador Ventas EPM Generador
20
Contratación de Energía para el mercado regulado
CHB3%
CHC0%
CHV45%
CRL3%
EBS2%
EPM22%
MRL0%
EMG24%
DCL1%
Caquetá
TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS
EMG5% CHB
9%
CHV25%
CRL3%EGT
1%EPS20%
ISG16%
MRL3%
PRI18%
TRM0%
Pereira
Distribución de compras por comercializador (No integrado)
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Contratación de Energía para el mercado reguladoChivor Corelca
Distribución de ventas por generador (No integrado)
TOTAL VENTAS EN CONTRATOS
HLA11%
ESS10%
EPS14%
EPM13%EMS
13%
EEP5%
EDQ0%
EDC7%
ECA5%
EBS1%
CTS0%
CQT3%
CNS11%
CDS6%
EAD1%
HLA1% EPM
11%
EMS5%
EDQ0%
EDC28%
CQT0%
CNS1%
EEC4%
EEP1%
EDP1%
CTS2%
CDS1%
ESS4%
EMI26%
ECA15%
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Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996.
• Clara preferencia de compra-venta en comercializadores integrados con generación.
• Mercado residual para los agentes no integrados.
• Baja concurrencia en algunas convocatorias.
• Existe el riesgo de no contar con cobertura en los periodos críticos.
• Diversidad de contratos:poca liquidez y dificultad para su comparación.
• Altos costos de transacción
El mecanismo no es anónimo
Suministros parciales y no estandarización de
contratos
23
Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996.
• No fija un plazo mínimo para la preparación de las propuestas.
• No establece reglas claras para la declaración de desierto de una convocatoria.
• No fija un esquema de garantías para las partes.
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CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
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MECANISMOS DE TRASLADOMECANISMOS DE TRASLADO
Precio fijado por el regulador
Spot Organizado Bilateral
Precio de Mercado
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PRECIO REGULADO – CRITERIOSEXPERIENCIA INTERNACIONAL Período de vigencia
Estacionales (invierno y verano) Anuales, semestrales
Criterio de Fijación de precios para el usuario Precios o costos proyectados Precios o costos históricos
Criterio de reconocimiento de costos al generador
Factor de Ajuste Fondos de compensación
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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - PERU
Periodo de Vigencia: •Semestral (En el 2004 pasó a anual)
Criterio de fijación de precios para el usuario:
•Costos: Combinación de:• Históricos: los últimos 12 meses• Proyección: para los próximos 24 meses.
•La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 10% del precio promedio del mercado libre
Criterio de reconocimiento de costos al generador:
No hay fondo de compensación. Recibe el precio de barra.
Costo marginal
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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Argentina
Periodo de Vigencia: •Estacional
Criterio de fijación de precios para el usuario:
•Costos: Históricos
•Criterio de reconocimiento de costos al generador:
Fondo de compensación. Actualización: trimestral
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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Ecuador
Período de vigencia Revisión anual. Criterio de Fijación de
precios para el usuario Costos proyectados para 4
años. La tarifa se ajusta en el caso
que alguno de los componentes de la tarifa varíe +/- 5%
Criterio de reconocimiento de costos al generador
No hay mecanismo de compensación establecido.
El recaudo de la prioridad de pagos dispuesta por el Fondo de Solidaridad.
Precios de la Energía en el MEM
0
20
40
60
80
100
120
may-05 jun-05 jul-05 ago-05 sep-05 oct-05 nov-05 dic-05
precios mayo 2005 DE 575 + DE 1539 + NaftaReal Usuario
30
PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES – CHILE: Antes de la reforma
Periodo de Vigencia: •Fijados cada 6 meses
Criterio de fijación de precios para el usuario:
•Proyección: costos marginales del sistema para los próximos 48 meses.
•Poseen fórmulas de indexación asociadas con el tipo de cambio y el costo de los combustibles, IPM.
•La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 5% del precio promedio del mercado libre. (hoy +/- 30%)
Criterio de reconocimiento de costos al generador:
No hay ajustes. El generador vende al distribuidor a precio de nudo.
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CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
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ALTERNATIVASALTERNATIVAS
Precio fijado por el Regulador
Bolsa Organizado Bilateral
Precio de Mercado
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PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR
• Precios estacionales de invierno y verano
• Estudio basado en las siguientes variables: El comportamiento de los precios históricos en bolsa.
Demanda proyectada para la estación Oferta (en caso de entrar alguna nueva planta en el periodo estacional) Costos de combustibles Precios del mercado no regulado Expectativa hidrológica
• Fondo de compensación tmtm PRG ,,
34
PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR
Ventajas Desventajas
USUARIOPrecio único y estable para el país Compromete la expansión
No hay gestión de compras
Elimina ventajas de la Competencia
SISTEMA Se simplifica la liquidación
Complejidad en la administración del FondoNo es transparenteNo hay competencia entre generadores: mercado regulado Elimina el mercado de contratosNo hay competencia entre comercializadores: G
MERCADOSe reduce costos de transacción en las convocatorias públicas
COMERCIALIZADOR No hay riesgo financiero
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PRECIO DE BOLSA
• Promedio del año anterior: para suavizar la señal al usuario.
• Requiere mecanismo de ajuste que cubra diferencias entre costo real de bolsa y costo trasladado al usuario.
AFBG tmtm ,,
36
PRECIO DE BOLSA
0
50
100
150
200
250
300
$/kw
h (e
ne 2
005)
BOLSA CONTRATO PBM 12
En situaciones críticas se transfiere la volatilidad al usuario
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PRECIO DE MERCADO
El precio a trasladar en la tarifa al usuario regulado es el resultado de la gestión en compras de energía del comercializador en:
Contratos de largo plazo
Subasta Bilateral
Mercado Organizado Regulado - MOR
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CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.
2. Análisis de la situación Actual.
3. Experiencias Internacionales.
4. Alternativas.
5. Mercado Organizado Regulado
Mercado Organizado Regulado
• Características
• Participación obligatoria y centralizada de la demanda
• Participación voluntaria de la oferta• Transacciones Anónimas
• Contratos financieros estandarizados• Respaldado con garantías
• Los comercializadores de demanda no regulada pueden participar en subasta simultánea
• Incluye un Mercado Secundario para ajuste de posiciones
• Usuarios Regulados (68% de la demanda)– Pequeños consumidores sin medición horaria– Papel pasivo del comprador en la subasta
• Usuarios No regulados (32% de la demanda)– Grandes consumidores con medición horaria– Participación activa del comprador en la subasta
El Producto
Los vendedores ofertan por un % de la demanda regulada.
El vendedor que gane por ejemplo 10% del mercado tiene una obligación de servir el 10% de la demanda regulada en cada hora.
Las desviaciones entre la demanda horaria y la energía despachada son liquidadas al precio spot. (o el precio de escasez si llega a ser superado)
Contrato pague lo demandado
Descripción del producto
Old market New market
Bilateral energy contracts and spot market
$260
>$500
$0 $0
>$500
Organized Regulated Market (MOR)
Firm energy marketPrice risk
Market power
High transactioncosts
Low transactioncosts
Little market power
Full price hedge
Cobertura de precios a usuarios regulados
Type of contracts
020406080
100120140160180200
Jan/
02
May
/02
Sep
/02
Jan/
03
May
/03
Sep
/03
Jan/
04
May
/04
Sep
/04
Jan/
05
May
/05
Sep
/05
Jan/
06
May
/06
Sep
/06
Jan/
07
Num
ber o
f act
ive
cont
ract
s
Take or Pay Pay as Demand
Tipos de contratos utilizados
Type of contracts
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
Jan/
02
May
/02
Sep
/02
Jan/
03
May
/03
Sep
/03
Jan/
04
May
/04
Sep
/04
Jan/
05
May
/05
Sep
/05
Jan/
06
May
/06
Sep
/06
Jan/
07
Mar
ket s
hare
Take or Pay Pay as Demand
Tipos de contratos utilizados
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
50 100
Price
ASCC
CAEC
CAFC
CDIC
CDNC
CDSC
CENC
CETC
CHCC
CMPC
CMRC
CNCC
CNSC
CONC
CQTC
CRLC
CTGC
CTSC
DCLC
EADC
EBPC
EBSC
ECAC
EDCC
EDPC
EDQC
EECC
EEPC
EGTC
EGVC
EMEC
EMGC
EMIC
EMSC
ENCC
ENEC
ENIC
EPMC
EPSC
EPTC
ESCC
ESRC
ESSC
EVSC
GNCC
HIMC
HLAC
ISGC
RTQC
YRMC
Average cost ($/kWh) by LSE and Year
1452 9B
Demand
Price for each LSE broken down by Year. Color shows details about Demand. The data is filtered on Days, which ranges from 350 to 366.
Conclusion:Un solo tipo de consumidor
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 30 32 34 36
Nonregulated
Regulated
0
20
40
60
80
100
Count of Duration
0B
5B
10B
15B
20B
25B
Sum of Energy
0
20
40
60
80
100
Count of Duration
0B
5B
10B
15B
20B
25B
Sum of Energy
Frequency of contract durations by months and marketStart month
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Count of Duration and sum of Energy for each Duration broken down by Market. Color shows details about Start month. The view is filtered on Duration of 3 years or less.
Conclusion:2-year contracts, starting in January are most common.
Mercado Organizado Regulado, Producto
Demanda regulada agregada de todos los comercializadores
-
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
C1
C2C3
• Contrato: Pague lo demandado
• Cantidad contratada: % de la demanda horaria
• Tamaño del lote: 0.1 %
• Duración de la obligación: 2 años
• Frecuencia de la contratación: Trimestral.
El Producto
PROPUESTA DE PERIODICIDAD DE LA SUBASTA
En cada año se contrata el 50% de la demanda de los dos próximos añosLas subastas se realizan cada 3 mesesCon diferentes periodos de planeaciónPrecio único de cierre en cada subastaAl usuario se le traslada el promedio del precio obtenido en las 8 subastas
PlanningYr
Year Qtr 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 41 142 113 84 51 142 113 84 5
1/81/81/81/8
1/81/81/81/8
2009
Months ahead
2008
Auction date
Energy commitment2009 2010 2011
2 products,8 pricesat any one time.
1210
Mercado Organizado Regulado: La subasta
• Tipo de subasta: De reloj descendente, simultánea
• Mecánica:– El Subastador anuncia precio de inicio– Los Vendedores declaran cantidades– Se determina el exceso de oferta– El subastador reduce el precio– El proceso continua hasta que las cantidades
ofertadas igualan la demanda• La subasta incluye un producto para la
demanda no regulada
Price
$120.0 = P0
P1
P2
P3
CantidadDemanda
Ronda 5
Ronda 4
starting price
Precio de cierre
Curva de oferta agregada
P4P5
$61.7 = P6
Ronda 3
Ronda 2
Ronda 1 exceso de oferta
$60.0 = P6’
Subasta de reloj descendente
Precio
Cantidad
Demanda Regulada
12.5%10.0%Demandobjetivo
0.0%
$50
$60
$70
$75
Approx. precio de mercado
20% sobre el precio de mercado
40% sobre el precio de mercado
50% sobre el precio de mercado
Participación de la Demanda No Regulada
• Se propone desarrollar un producto para el mercado no regulado, que se subastaría simultáneamente al producto del mercado regulado, así:
– Los interesados participan voluntariamente.– El producto a subastar es la demanda esperada
horaria remitida por los interesados.– Las desviaciones entre la demanda real y la demanda
esperada horaria se liquidan a precio de bolsa.– En forma similar al mercado regulado se asignan
porcentajes de la demanda agregada a los oferentes.– Los vendedores pueden ofertar libremente en ambos
productos.
Esquema de Transición
100%
2007 2008 2009 20112010Primera subasta
Primer contrato MOR despachado
1/8
1/8
1/8
1/8
1/8
1/8
1/8
1/8
Bolsa Contratos
1ª, Etapa 3ª, Etapa2ª, Etapa
Transición a MOR MOR y contratos MOR
~ 20%
MUCHAS GRACIAS !!!MUCHAS GRACIAS !!!
54
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