MERCADO ORGANIZADO PARA EL
SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO
REGULADO MORV EDICION DEL CURSO ARIAE DE REGULACIÓN
ENERGÉTICA
Cartagena de Indias, 19 al 23 de Noviembre de 2007
1
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
2
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
3
Modelo Vigente en Colombia
GCDT
GCD
GC
GC
GCDT
GCD
Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos)
C
DC
GCD
UNR
UNR
UNR
GC
UNR
C
UR
DC
UR
Mercado Competitivo
Elementos Críticos del Modelo
Deficiencias en la contratación
Asimetrías en la asignación de costos UR y UNR
Universalización no resuelta
GCD
UR
UR
UR
Mercado Regulado
Venta de energía
4
PRINCIPIOS
1.
Eficiencia Económica
Precios: Mercado Competitivo
2.
Suficiencia Financiera
Recuperación de Costos
3.
Estabilidad
Empresas y Usuarios
4.
Neutralidad
No se otorgan ventajas
particulares
5.
Transparencia
Disponibilidad de información
6.
Simplicidad
Fácil comprensión y control
7.
Exigibilidad
Cumplimiento de las obligaciones
8.
Consistencia
Con los diferentes Mercados
5
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
6
FÓRMULA TARIFARIA ACTUAL
• Resolución CREG – 031 de 1997
CU n , m , t 
G m ,t  T m ,t , z
(1 PR n , t )
 D n, m  O m , t  C m , t
G:
Generación
D:
Distribución al nivel de Tensión
T:
Transporte
C:
Comercialización.
O:
SSPD,
Otros Cargos (CND/SIC ,
CREG). Restricciones y
Servicios
complementarios
PR:
de
Pérdidas reconocidas, según nivel
tensión.
7
Pm 
12 
 
i 1 
IP P m  1 

Pmi
IP P m  i 
Mm 
12
IP P m  1 

M mi
IP P m  i 
12
Todas las transacciones en el
Mercado Mayorista. (Bolsa y
Contratos)
El costo de las compras propias
del comercializador para atender
al usuario regulado (Bolsa
y Contratos)

12 
 
i 1 



G m , t    m , t P m  1   m , t M m  1    P m  1
8
3. Situación Actual
Tópicos estudiados:
Mercado Mayorista
Diferencias entre los mercados de contratos
entre regulados y no regulados.
Contratación de energía para el mercado
regulado
9
3. Situación Actual
Mercado Mayorista
Contratos de Mediano y Largo plazo
Mercado Regulado: Convocatoria
Pública
Mercado No Regulado: Negociación
libre
10
3. Situación Actual
DIFERENCIA DE PRECIOS
120,00
100,00
C No regulado
C regulado
Pbolsa
80,00
60,00
40,00
13 $/kWh
20,00
9
0
1
2
3
4
5
8
9
0
1
2
3
4
5
8
9
0
1
2
3
4
5
8
9
0
1
2
3
4
5
r-9 ul-9 c t- 9 e-9 b r-9 ul-9 c t- 9 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0 e-0 b r-0 ul-0 c t- 0
b
j
j
j
j
j
j
j
j
n
n
n
n
n
n
n
a
o
a
o
a
o
a
o
a
o
a
o
a
o
a
o
e
e
e
e
e
e
e
Precios Promedio de Contratos de Largo Plazo
Mercados Regulado y No Regulado
$/kWh a octubre 2005
11
FACTORES EXPLICATIVOS
• Posibles factores explicativos de las
diferencias:
–
Volumen
– Distribución horaria de la demanda
– Duración
– Garantías
12
VOLUMEN
Distribución de la demanda negociada mediante contratos
13
Magnitud contratos ordenados de mayor a menor; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005
DISTRIBUCIÓN 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.
0,07
Regulado
0,06
0,05
No regulado
0,04
N
R
0,03
0,02
Precio regulado:
$/kWh 74,74
Precio no regulado:
$/kWh 73,67
0,01
0
H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24
Es decir explica
solo el 8% de la
diferencia 14
DURACIÓN
Mercado Regulado: precios - Duración
120
100
$/kWh
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
Meses
Duración en meses; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005
100
120
140
15
160
GARANTÍAS
16
GARANTÍAS
17
Contratación de Energía para el mercado regulado
•
Distribución de compras y ventas por
comercializador generador (integrado)
TOTAL Compras
COMPRAS Codensa
EN CONTRATOS
ISG
13%
CHB
14%
TOTAL COMPRAS
EN CONTRATOS
Ventas Emgesa
HLA ESS
2% 4%
CHV
2%
EBS
3%
ECA
7%
EMU
0%
EPM
13%
ESS
4%
EMG
47%
GNC
4%
EDC
8%
CTS
7%
CDS
64%
CQT
1%
CNS
6%
18
Contratación de Energía para el mercado regulado
•
Distribución de compras y ventas por
comercializador generador (integrado)
Compras
EPM
Comercializador
TOTAL
COMPRAS
EN CONTRATOS
ISG
11%
CHB
3%
CHV
7%
CRL
8%
Ventas
EPM Generador
TOTAL
COMPRAS
EN CONTRATOS
CET
2%
CDS
14%
HLA
2%
ESS
3%
EPS
1%
CHC
7%
DCL
9%
CNS
1%
EPM
38%
CTS
3%
ECA
9%
EPM
62%
EDC
13%
EEC
7%
19
Contratación de Energía para el mercado regulado
Caquetá
Pereira
CHB
3%
TOTAL COMPRAS
TRM EN CONTRATOS
0%
CHC
0%
EMG
24%
PRI
18%
EMG
5%
CHB
9%
MRL
3%
MRL
0%
CHV
45%
CHV
25%
ISG
16%
EPM
22%
EBS CRL
DCL
2% 3%
1%
EPS
20%
Distribución de compras por
comercializador (No integrado)
CRL
EGT
3%
1%
20
Contratación de Energía para el mercado regulado
Chivor
Corelca
CTS CNS
2% 1%
T O T A L V ENT AS EN CO NT RAT O S
CQ T
3%
CNS
CTS
CDS
HLA
6%
11 %
ECA CQT
15% 0%
11 %
0%
CDS
1%
HLA
1%
ESS
4%
EPM
11%
ES S
10 %
EA D
EB S
1%
1%
EMS
5%
ECA
5%
EPS
1 4%
EDC
EDC
28%
7%
EDQ
EMI
26%
0 %EEP
EPM
5%
EMS
13 %
13 %
EDP
1%
EDQ EEC
0% 4%
EEP
1%
Distribución de ventas por generador
(No integrado)
21
Mecanismo de Convocatoria Pública:
Resolución CREG 020 de 1996.
• Clara preferencia de compraventa 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
22
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.
23
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
24
MECANISMOS DE TRASLADO
Precio fijado por el regulador
Precio de Mercado
Spot
Organizado
Bilateral
25
PRECIO REGULADO – CRITERIOS
EXPERIENCIA 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
26
PRECIO REGULADO
EXPERIENCIAS INTERNACIONALES - PERU
Periodo de Vigencia:
•Semestral (En el 2004 pasó a anual)
Costo marginal
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.
27
PRECIO REGULADO
EXPERIENCIAS 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
28
PRECIO REGULADO
EXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Ecuador
 Período de vigencia
Precios de la Energía en el MEM
 Revisión anual.
120
 Criterio de Fijación de precios
para el usuario
100
 Costos proyectados para 4 años.
80
 La tarifa se ajusta en el caso que
alguno de los componentes de la
tarifa varíe +/- 5%
60
40
 Criterio de reconocimiento de
costos al generador
20
0
may-05 jun-05
jul-05 ago-05 sep-05 oct-05 nov-05 dic-05
precioReal
s mayo 2005
DE 575Usuario
+ DE 1539 + Nafta
 No hay mecanismo de
compensación establecido.
 El recaudo de la prioridad de pagos
dispuesta por el Fondo de
29
Solidaridad.
PRECIO REGULADO
EXPERIENCIAS 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.
30
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
31
ALTERNATIVAS
Precio fijado por el Regulador
Precio de Mercado
Bolsa
Organizado
Bilateral
32
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
G m , t  PR m , t
33
PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR
V entajas
U S U AR IO
P recio único y estable
para el país
D esventajas
C om prom ete la expansión
N o hay gestión de com pras
C O M E R C IALIZAD O R
N o hay riesgo financiero
E lim ina ventajas de la C om petencia
S IS TE M A
S e sim plifica la
C om plejidad en la adm inistración
liquidación
del Fondo
N o es transparente
S e reduce costos de
M E R C AD O
transacción en las
convocatorias públicas
N o hay com petencia entre
generadores: m ercado regulado
E lim ina el m ercado de contratos
N o hay com petencia entre
com ercializadores: G
34
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.
G m , t  B m , t  AF
35
Ag
o95
Di
c95
Ab
r-9
6
Ag
o96
Di
c96
Ab
r-9
7
Ag
o97
Di
c97
Ab
r-9
8
Ag
o98
Di
c98
Ab
r-9
9
Ag
o99
Di
c99
Ab
r-0
0
Ag
o00
Di
c00
Ab
r-0
1
Ag
o01
Di
c01
Ab
r-0
2
Ag
o02
Di
c02
Ab
r-0
3
Ag
o03
Di
c03
Ab
r-0
4
Ag
o04
Di
c04
Ab
r-0
5
Ag
o05
Di
c05
$/kwh (ene 2005)
PRECIO DE BOLSA
300
250
En situaciones críticas se transfiere la
volatilidad al usuario
200
150
100
50
0
BOLSA
CONTRATO
PBM 12
36
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
Mercado Organizado
Regulado - MOR
Subasta Bilateral
37
CONTENIDO
1.
Antecedentes y principios regulatorios.
2.
Análisis de la situación Actual.
3.
Experiencias Internacionales.
4.
Alternativas.
5.
Mercado Organizado Regulado
38
Mercado Organizado Regulado
• Participación obligatoria y centralizada de la
demanda
• Participación voluntaria de la oferta
• Transacciones Anónimas
• Características
• 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
El Producto
• 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
Descripción del 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
Cobertura de precios a usuarios regulados
Old market
New market
>$500
Bilateral
energy
contracts
and spot
market
$0
>$500
Price risk
Full price hedge
Market power
Little market
power
High transaction
costs
Low transaction
costs
Firm
energy
market
$260
Organized
Regulated
Market (MOR)
$0
Take or Pay
Pay as Demand
Jan/07
Sep/06
May/06
Jan/06
Sep/05
May/05
Jan/05
Sep/04
May/04
Jan/04
Sep/03
May/03
Jan/03
Sep/02
May/02
Jan/02
Number of active contracts
Tipos de contratos utilizados
Type of contracts
200
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Take or Pay
Pay as Demand
Jan/07
Sep/06
May/06
Jan/06
Sep/05
May/05
Jan/05
Sep/04
May/04
Jan/04
Sep/03
May/03
Jan/03
Sep/02
May/02
Jan/02
Market share
Tipos de contratos utilizados
Type of contracts
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Conclusion:
Un solo tipo
de
consumidor
Conclusion:
2-year contracts, starting in
January are most common.
Mercado Organizado Regulado, Producto
Demanda regulada agregada de todos los comercializadores
El Producto
7.000.000
6.000.000
• Contrato: Pague lo demandado
5.000.000
4.000.000
• Cantidad contratada: % de la
demanda horaria
3.000.000
C3
C2
H1
9
H1
7
H1
5
H1
3
H1
1
H0
9
H0
7
H0
5
H0
3
H0
1
-
• Tamaño del lote: 0.1 %
C
1
H2
3
1.000.000
H2
1
2.000.000
• Duración de la obligación: 2 años
• Frecuencia de la contratación:
Trimestral.
PROPUESTA DE PERIODICIDAD DE LA SUBASTA
Auction
date
Yr
Year
Qtr
1
2
2008
3
4
1
2
2009
3
4
1
2009
2
3
1/8
1/8
1/8
1/8
Energy commitment
2010
4
1
2
3
4
1
2011
2
3
4
2 products,
8 prices
at any one time.
1/8
1/8
1/8
1/8
En cada año se contrata el 50% de la demanda de los dos próximos años
Las subastas se realizan cada 3 meses
Con diferentes periodos de planeación
Precio único de cierre en cada subasta
Al usuario se le traslada el promedio del precio obtenido en las 8 subastas
Planning
Months
ahead
12
14
10
11
8
5
14
11
8
5
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
Subasta de reloj descendente
Price
starting price
$120.0 = P0
Curva de oferta agregada
exceso de oferta
P1
Ronda 2
P2
P3
Ronda 3
P4
P5
$61.7 = P6
$60.0 = P6’
Ronda 1
Ronda 4
Ronda 5
Precio de cierre
Demanda
Cantidad
Precio
 50% sobre el precio de mercado
$75
 40% sobre el precio de mercado
$70
 20% sobre el precio de mercado
$60
Demanda
Regulada
Approx. precio de mercado $50
0.0%
10.0% 12.5%
Demand
objetivo
Cantidad
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
Transición a MOR
1ª, Etapa
MOR y contratos
2ª, Etapa
MOR
3ª, Etapa
1/8
1/8
1/8
1/8
100%
1/8
1/8
1/8
~ 20%
2007
2008
Primera subasta
Bolsa
2009
Primer contrato MOR despachado
Contratos
1/8
2010
2011
MUCHAS GRACIAS !!!
54
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Presentación de PowerPoint