Situación Regulatoria en la Gestión de Energía en Latinoamérica

Transcripción

1 Situación Regulatoria en la Gestión de Energía en Latinoamérica Segundo Ciclo Temático de Generación 25 Septiembre de 2007 José Venegas M. Gerente de Trading y Comercialización

2 El sector eléctrico Latinoamericano está orientado a incentivar la llegada de nueva generación COLOMBIA Cargo Confiabilidad: Modificación de remuneración de potencia Mercado Organizado Regulado (MOR). PERU Licitaciones de Energía, señal de precios. Gas de CAMISEA. Incentivo al Sistema de Transmisión. CHILE BRASIL ARGENTINA Situación del suministro de gas Acuerdo CIEN CAMMESA Situación de Licitaciones. Seguridad de Suministro Simulación Res Respaldo físico y Energía Plus. Negociación contratos de combustibles Otras propuestas de la Autoridad Gestión de Clientes Ley Corta 2 Política de contratación. Segunda Licitación Mercado Regulado. Ley Corta 2 Incentivo al Ahorro de Energía Reglamento 90º Bis. Proyecto de Ley - Abastecimiento a Mercado Regulado (ley Tolkman)

3 Igualmente la situación energética está condicionada por la disponibilidad de gas en la región. Balance 1er Sem Balance 2010 [MMm 3 /d] [MMm3/d] Años GNL GNL 3 GNL GNL Producción Consumo Déficit

4 Liberada de la exportación, Costanera y Chocón se mantienen en equilibrio operacional pese a crisis ARGENTINA Los Precios Res. 240 siguen la evolución del precio del Gas. Casi permanente generación con líquidos Altos Cmg Altos SCTD. Seguridad de suministro crítica en 2008 con prob. de falla de hasta 80% en base. Escaso ingreso de capacidad de generación y déficit de oferta de combustible. En 2009 ingreso del FONINVEMEN y aumento cota Yacyretá disminuyen riesgo de suministro % 100% 80% 60% 40% 20% 0% Marginales medios mensuales U$/MWh Entre US$/MWh Entre U$/MWh Precio Medios Mensuales Res. 240 U$/MWh Probabilidad de falla Situación Base 140 US$/MWh 40 US$/MWh Dif = ~100 US$/MWh Sistema sensible a la salida de C.C. y al atraso en la entrada de nueva generación. Los altos Cmg, por generar con líquidos, no afectan financieramente a COSTANERA, ni en general a las empresas térmicas de generación, ya que el mayor costo se paga como sobre costos (SCTD).

5 Comercialmente ENDESA ha capitalizado incentivos (Res.1281 Respaldo Físico y Energía Plus) ARGENTINA Desde 01/11/06, la energía comercializada en el Spot tiene como destino prioritario las demandas del Servicio Público, salvo contratos con respaldo físico en Mercado a Término. Se define demanda base según la demanda abastecida durante el año Introduce Servicio Energía Plus para tener disponibilidad de generación adicional para incrementos de GUMAs, GUMEs y GUDIs > 300 KW, por sobre demanda base El Respaldo Físico ha permitido aumentar los márgenes en el negocio de Comercialización Margen MAT - Grupo ENDESA Endesa ya tiene contratos CRF térmico por 117 MW. Chocon tiene condiciones especiales de Respaldo Físico definidas por la res Para ello, Endesa ha integrado las potencialidades de sus empresa generadoras y su comercializadora. Miles de $arg Ene-07 Feb-07 Mar -07 Abr- 07 May- 07 Jun Jul Ago- 07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07 miles$ SRF miles$ CRF Térm. miles$ CRF Hidro. Se ha aumentado el margen a spot + ~13% del 35% de la energía vendida en el MAT. En tres meses el margen aportado ha sido de 1,0 MMUS$ Contratación sin respaldo físico mantiene precios promedio levemente por sobre el spot (spot + ~1,2%).

6 Enfoque prioritario de ENDESA para disponer de combustibles (Negociación Productores: Res 599) ARGENTINA Volúmen: Compromiso de abastecimiento para el mercado interno periodo Base es mercado interno 2006 (prioridad gnc, usinas, industrias), en m3/d, y determinado mensual. Demanda GU contractualizada hasta No considera el gas para exportar electricidad. Asignación por productores: En base a market share del productor por cuenca, según período mayo 2001-abril 2004 (36 meses) El productor firmante del acuerdo queda comprometido con dicha participación en el mercado interno. Contratación: Los productores firmantes deben contractualizar hasta completar su correspondiente participación en el volumen del acuerdo, y siguiendo las pautas de precio que se establecen en el mismo. Precios: Para GU pauta a ser definida (no excederá el Export Parity) 1,7 US$/Mbtu 5? GESTION COSTANERA En el marco de la Re. 599, CCSA ha suscrito acuerdos de suministro con Total Austral e YPF, logrando mayor flexibilidad para la utilización del gas y mejores precios que los establecidos en el Contrato actual con Metroenergía. Si bien estos acuerdos son de corto plazo existe voluntad de los productores para concretar acuerdos de más largo plazo. Se gestionan otros acuerdos de suministro con Oxy, Apache, Tecpétrol.

7 Si bien la situación es compleja, ENDESA analiza cada alternativa que propone la autoridad ARGENTINA OPEN SEASON El gobierno impulsó Open Season por transporte de gas por 24,8 MMm3/d. CEMSA presentó oferta para ampliación de 2,4 MMm3/d, destinada a los generadores del grupo, sin aportar el financiamiento. La Res. 3689/07 establece los cargos fideicomisos y la inclusión de Cemsa en el proyecto. En análisis Fideicomiso Financiero. PROGRAMA ENERGÍA TOTAL (Res. 459/07) Incentiva la sustitución de gas natural y/o energía eléctrica, por combustibles alternativos (fuel oil, gas oil y otros) para las diferentes actividades productivas y/o la autogeneración eléctrica. Se reemplazaría ~6 MMm3 diarios de gas por gasoil, fuel oil y GLP. A precio de gas. Se contempla 930 MAr$ para pagar las diferencias entre el precio habitual y el sustituto. LICITACIÓN NUEVAS CENTRALES (Dec. 938/07) Licitación de 5 centrales eléctrica a gas, por una potencia de MW. El programa licitar y adjudicar hasta noviembre de 2007, y poner todas las centrales en servicio entre junio y diciembre del año próximo. El presupuesto inicial asciende a millones de $ar.

8 Brasil ha tomado conciencia de la precariedad de su suministro de gas. (Portaria 125/2007) BRASIL Ante el resultado negativo de las pruebas de las usinas térmicas a Gas en 2006, debido a la indisponibilidad de las plantas por falta de gas, se ha firmado un Compromiso entre Aneel y Petrobrás para garantizar la oferta 4,8 Argentina Contrato = 7 36,1 26,1 Brasil Contrato = 30 Producción Neta Bolivia ,2 Bolivia Abastecimiento demanda 2006 Petrobrás garantiza el suministro de gas para (termocompromiso). Petrobrás se compromete con la oferta de gas para cada UTE. R$/MWh PMO AGO_ CUSTO MARGINAL DE OPERAÇÃO SUDESTE/CENTRO-OESTE Se reconocen penalidades a Petrobrás por incumplimiento de suministro. 400,0 350,0 300,0 250,0 200,0 150,0 100,0 50,0 0,0 SUDESTE/CENTRO-OESTE_OFICIAL SUDESTE/CENTRO-OESTE_12E2 jan/07 abr/07 jul/07 out/07 jan/08 abr/08 jul/08 out/08 jan/09 abr/09 jul/09 out/09 jan/10 abr/10 jul/10 out/10 jan/11 abr/11 jul/11 Petrobrás asegura a Endesa Fortaleza el gas 100% a partir del 2º Semestre de En este contexto, el Ministerio ha publicado la Portaria 125/2007, donde se fija las nuevas garantías físicas (energía asegurada) en función de la disponibilidad real de cada térmica. out/11

9 Y estamos prontos a lograr solución definitiva a remuneración de CIEN. BRASIL Se ha llegado a enviar a Argentina hasta MWh por hora entre junio y septiembre de 2007 ( Acuerdo Entendimiento Argentina-Brasil en Materia Energética Período Transitorio ). CAMMESA compra, en condición de interrumpible; y el punto de entrega es en el Nodo Frontera Garabí II, MWh por hora y Uruguaiana 50 MWh por hora,. ONS realiza despacho. CAMMESA cubre costos: Energía, pérdidas, y otros costos en Brasil. Pago a Generadores en Brasil. Peaje de transporte (red básica y red dedicada) que se paga a CIEN. El Precio de la Energía Hidráulica será el precio de la energía en el submercado sur de Brasil. El Precio de Energía Térmica será el Costo de la unidad asignada por ONS para la exportación. BRASIL 750 MWmedios Peaje red dedicada (activos de CIEN en Brasil) = 5 MMUS$/mes fijo + 5,5 US$/MWh ANEEL ESTUDIA ASIGNAR PEAJE DEFINITIVO A CIEN EN BRASIL. LOS PAGOS DE ARGENTINA SON RELIQUIDABLES SEGUN SEA VALOR DEFINITIVO. ARGENTINA Peaje Total = 31,9 MMUS$/MWh Incluido septiembre 2007

10 ENDESA Brasil analiza permanentemente alternativas de desarrolllo y crecimiento BRASIL MWmedios Deberán cubrirse con licitaciones para los años 2012 al 2015 desde 2007 El importante déficit de oferta que se comienza a producir desde el año 2012, genera espacios para estudiar proyectos de desarrollo que consoliden la posición de Endesa en este mercado

11 ENDESA CHILE ha administrado correctamente su gestión con clientes frente a la Ley Corta 2 CHILE PRECIO NUDO MONOMICO. ALTO JAHUEL 220 kv Index. Sept 07 US$/MWh Abr-03 Jul Oct-03 Ene Abr-04 Jul Oct-04 Ene Abr-05 Jul Oct-05 Ene Fij-Abr-07 Abr-06 Jul Oct Index. Julio 07 Ene-07 Abr-07 Jul-07 Los precios libres han subido sostenidamente empujados por fórmulas de traspaso de riesgo en clientes libres que se han mantenido activas por los altos costos marginales del invierno Variaciones del precio de nudo a partir de abril de 2007 Valores en US$/MWh Fijación Abril 2007 Indexación Julio 2007 Indexación Septiembre Proy. Fijación Noviembre Energía 58,7 65,8 74,8 Potencia 14,5 14,3 14,7 Monómico 73,2 80,1 89,5 Cargo RM-88 0,2 0,2 0,2 Monómico Final 73,3 80,3 89,7 P. N. > 100 En el cliente final el efecto es de 7,3%dado que las componentes de VAD y Tx se mantienen inalterables en esta indexación. La indexación de septiembre (que regirá desde el 20 de septiembre) significa un aumento de 13,7% en precio de la energía de generación, que implica un 11,8% a nivel de precio monómico de generación.

12 La política de contratación permite analizar sin Inquietudes posición en próximas licitaciones Energía [GWh] Contratación - Volumen Óptimo Libre de contratación Volumen Prudente GWh-año Disponible para contratar Licitación B1 RM88 Regulados Mercado Clientes Libres La administración de política comercial que viene haciendo ENDESA desde hace ya varios años, permite un posicionamiento adecuado para enfrentar las licitaciones a EEDD contempladas en la modificación legal.

13 ENDESA analiza en estos momentos su participación en la próxima licitación CHILE En Octubre se licitarán más 15,3 TWh, de los cuales 6,5 TWh comienzan suministro al Licitaciones Octubre GWh CGE BCE1 Chilectra BBE Chilquinta BBE3 CGE BBE1 0 Ene-10 May-10 Sep-10 Ene-11 May-11 Sep-11 Ene-12 May-12 Sep-12 Ene-13 May-13 Sep-13 Ene-14 May-14 Sep-14 Ene-15 May-15 Sep-15 Ene-16 May-16 Sep-16 Ene-17 May-17 Sep-17 Con las licitaciones se ha logrado establecer una señal de precios más estable para el largo plazo, y con ello, disminuir el riesgo en el proceso de planificación energética y en la rentabilidad de los activos.

14 Igualmente se estudia participar del Incentivo al Ahorro de Energía. Res. Exenta 386 CHILE Incentivos económicos para el aumento o disminución del consumo regulado. La norma es sólo para el mercado regulado, el mercado libre, de las distribuidoras, es abordable libremente. Para clientes regulados > 500 kw. Generadores deben hacer ofertas personalizadas en plazo y precio. Requiere infraestructura comercial. Para Clientes regulados < 500 kw. Los generadores deben realizar ofertas estandarizadas por 1 semana por Grupo de Consumo Gestión es a través de la Distribuidora. US$/MWh Relación de Precios SIC Libres Regulados Spot Operatoria Compleja difícil de poner en operación (equipos de medición). Los costos variables serán de los Generadores, los de puesta en marcha para el VAD de la siguiente revisión tarifaria. Los Generadores podría liberar energía regulada y comercializarla en el spot.

15 Ley Tokman (N ) Abastecimiento M. Regulado CHILE Art. 146 bis.- Superintendencia será parte en juicios por termino de contrato entre generador y EEDD Art. 146 ter.- Si la quiebra de una empresas generadora compromete la seguridad de servicio de un sistema eléctrico, se dispondrá su continuidad de giro. Art. 146 quater.- Retiro de unides generadoras requieren 24 meses y transmisoras de 12 meses. CDEC puede autorizar menor plazo. DISPOSICIONES TRANSITORIAS: Caso de término de contrato, entre generador y distribuidor, por sentencia definitiva: Primeros 18 meses desde sentencia tribunal arbitral se suministra por el generador actual, salvo nuevo contrato de suministro. Después de 18 meses y hasta diciembre 2010 y aún no existe contrato de suministro, se prorratea por energía firme de todo el sistema. Diferencia entre costo marginal y precio de nudo se paga entre generadores (por prorrata energía firme asignada de regulados).y clientes libres. Caso quiebra de una empresa generadora, transmisora o distribuidora que tenga contrato con EEDD: Entre el período de quiebra y : a) enajenación de activos; nuevo contrato, o término natural del contrato: el suministro de los consumos regulados será a Precio de Nudo y a prorrata de las energías firme de los generadores, incluida la fallida. El diferencial entre Cmg y Precio de Nudo constituirá un crédito (en la continuidad de giro) a favor de los generadores. Si hay enajenación de activos o término natural del contrato, pero aún no hay contrato de suministro (hasta dic 2010): Diferencia entre costo marginal y precio de nudo se paga entre generadores (por prorrata energía firme asignada de regulados) y clientes libres. EEDD está obligada a llamar a licitación por nuevo contrato de suministro desde la fecha de quiebra

16 La modificación de remuneración de potencia ha sido correctamente aprovechada por ENDESA COLOMBIA Cargo por Confiabilidad desde diciembre 2006 reemplaza al Cargo por Capacidad Cada generador queda comprometido a entregar una energía firme cuando el precio de Bolsa supere un precio de escasez. A cambio se le paga una prima. Un mecanismo de subastas de energía firme permite definir la prima que el mercado está dispuesta a pagar, tanto a los generadores nuevos como a los existentes. El generador queda obligado a mantener disponibles sus unidades y tener combustible garantizado para generar. La energía firme de cada planta es calculada y declarada por cada generador (ENFICC). La autoridad sanciona las obligaciones de energía firme de cada generador (OEF). El precio de Bolsa queda limitado por el precio de escasez (techo), que depende de costo variable de una TG operando con combustible líquido. Mercado secundario para respaldos entre generadores en caso de fallas o mantenimientos. Se establece un período de transición hasta diciembre 2012, en que la prima se define en US$/MWh. Con el nuevo esquema Cargo por Confiabilidad, Con Cargo por Capacidad, en 2007, el ingreso máximo de EMGESA-BETANIA, EMGESA-BETANIA recibían: asociado a una obligación de 11,1 TWh equivale a: ~105 MMUS$/año. ~144 millones de US$/año.

17 ENDESA mira con escepticismo la idea del Mercado Organizado Regulado (MOR) COLOMBIA El MOR propone que la compraventa de energía se realice en forma centralizada, con un producto único de tipo financiero y subastas anónimas realizadas en una plataforma basada en Internet Respecto a la subasta propone: La subasta sería de reloj descendente para los dos productos. La Participación es obligatoria para la demanda y voluntaria para la oferta. La subasta se inicia con un precio de apertura y termina cuando la demanda sea igual a la oferta. Habrá un precio único de cierre en cada subasta para cada producto. Principios a Defender Imprescindible crear mecanismos para afrontar las posiciones impagadas de los agentes. No se debe restringir las opciones de los agentes de administrar su riesgo de exposición a la bolsa. Posibilidad de subastas mensuales (Invierno verano) y separar productos : Punta y Base. Un mecanismo de pass through completo al cliente final regulado correcto y transparente. Mecanismos de prepago y garantías que incentiven la contratación a medio y largo plazo, y que permitan gestionar correctamente el riesgo de crédito y cartera a los agentes.

18 En la última licitación de energía se lograron precios significativamente superiores a los de barra PERU EE.DD. licitan contratos a largo plazo (hasta 10 años) a precios firmes con passthrough a tarifa. Licitaciones conjuntas de mercado regulado y libre Distribuidoras deben convocar a Licitación con una anticipación mínima de 3 años. Osinergmin aprueba las Bases a las EE.DD. y supervisa proceso de Licitación. Osinergmin establece, en reserva y ante Notario Público, un precio máximo para cada licitación. El precio se pública si las ofertas no llegan a cubrir toda la demanda licitada. Licitaciones sucesivas en caso que la Licitación quede desierta. Precios de licitaciones se convierten en la nueva referencia para la comparación del Precio de Barra, el cual no podrá diferir en más de 10% de estos precios. Experiencia de Licitaciones EE.DD año/licitación Periodo MW MW Edegel Precio Mon. Adjudicados Ofertados Adjudicados US$/MWh Distriluz - Electrosur años ,5 Luz del Sur años ,5 Edelnor - Luz del Sur años % 41,4 Estas licitaciones han permitido a Edegel colocaciones de energía a precios del orden de 3-4 % por sobre los la tarifa de barra vigente

19 Gas de CAMISEA PERU Eventual indisponibilidad del ducto, actualmente saturado, generará racionamiento. Hoy abastece más de 1,200 MW en la modalidad de Interrumpible y Firme. La Capacidad Mínima exigible debe ir incrementándose para cubrir la demanda solicitada y contratado en las subastas públicas de capacidad (Open season). Falla del Gaseoducto: Reglamento a la Duodécima Disposición Complementaria Final - Ley (Pre-publicación) Costos marginales serán iguales a los registrados en el mismo día de la semana previa a la interrupción del suministro de gas. Distribución del pago del Monto Adicional (costo extra por usar diesel): 1/3 Generación, 1/3 concesionarios de Transmisión y 1/3 demanda (regulada más libres). Asignación del Monto Adicional entre generadores. Reparto entre Generadores en función a sus retiros de energía. Inaplicabilidad de la Norma Técnica de Calidad durante la falla de gasoducto, las deficiencias de calidad no se consideran en el cálculo de compensaciones. Pero la Prepublicación no exceptúa también al costo de racionamiento por déficit de generación.

20 Incentivo al Sistema de Transmisión PERU Ley y Reglamento de Transmisión COES formulará el Plan de Transmisión (aprobado en el MEM) con carácter vinculante. El primer Plan de Transmisión se elaborará el 2008 y entrará en vigencia el 2010 Se definen las Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión (SGT), a partir de los resultados del Plan de Transmisión. Estas serán adjudicadas por licitaciones públicas internacionales y los montos de inversión y O&M ofertados se reconocerán vía tarifa. Las Concesiones tendrán un plazo máximo de 30 años. Luego se vuelven a licitar remunerando la renovación de equipamiento y el costo de O&M. También se definen las Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión (SCT), de carácter particular no necesariamente incluidas en el Plan de Transmisión. El Osinergmin fijará las compensaciones y tarifas de estas instalaciones. Base tarifaria para SGT: Anualidad de Inversiones (30 años) + O&M. Asignación de responsabilidad de pago de la Base Tarifaria entre Generadores y Demanda en función a Beneficio Económico esperado.