Condiciones económicas y contractuales en proyectos de generación ERNC

Transcripción

1 Condiciones económicas y contractuales en proyectos de generación ERNC 30 de Agosto de 2012 Informe desarrollado como parte del proyecto Estudio de suministro energético fotovoltaico para riego del secano: Caso sector Loncomilla y su potencial regional CENTRO DE SISTEMAS DE INGENIERÍA

2 Condiciones económicas y contractuales en proyectos de generación ERNC Los desarrolladores de proyectos de generación eléctrica empleando fuentes de energía renovables no convencionales (ERNC), no solo enfrentan el desafío técnico de diseñar la planta generadora, también deben definir estratégicamente la modalidad de interacción comercial que adoptará una vez que se encuentra en operación. Es decir, deben decidir a quién vender su energía y potencia, y a qué precio. Para esto es indispensable conocer las condiciones económicas y contractuales que debe tomar en cuenta el desarrollador u operador de la generadora, para escoger la mejor opción de venta. Partiendo por conocer las alternativas que ofrece el mercado eléctrico chileno. El mercado eléctrico tiene cuatro agentes o protagonistas: - Empresas generadoras de electricidad: que transforman una determinada fuente de energía disponible, en energía eléctrica. Las más conocidas: centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, o centrales ERNC, tales como las eólicas o fotovoltaicas. - Empresas de transmisión: que transportan la electricidad en alto voltaje desde los generadores hasta las distribuidoras o centros de consumo. Son las responsables del sistema de transmisión troncal y de los sistemas de subtransmisión. - Empresas de distribución: empresas que finalmente entregan la energía eléctrica a los consumidores, por medio de líneas de media y baja tensión principalmente. - Clientes: consumidores finales de la energía (casas, empresas). Dependiendo de su potencia conectada se clasifican en clientes libres (mayor a 2 MW) y en clientes regulados (menor a 2 MW). Los clientes con potencia conectada entre 500 kw y 2MW tienen la opción de escoger el régimen de contrato libre o regulado. Estos agentes interactúan en un mercado de tipo pool o mancomunado. Este tipo de mercado permite dos tipos de interacciones comerciales: - En el Mercado spot - En el Mercado de Contratos Con el objetivo de dinamizar el mercado e incentivar la aparición de pequeños generadores, se desarrollaron alternativas de interacción excepcionales, denominadas interacciones fuera de mercado. El Mercado de contratos permite formar contratos bilaterales pactados libremente entre las partes, estableciendo una obligación de suministrar cierta cantidad en energía y potencia, y una obligación de comprar a un precio predeterminado. Los generadores pueden firmar contratos con clientes libres o con empresas distribuidoras, que a su vez dan suministro a clientes libres y regulados. Así surgen dos sub-mercados dentro del mercado de contratos: el mercado libre y el mercado regulado, dependiendo del tipo de cliente a quien se suministra. - En el mercado libre, los clientes libres negocian libremente con los generadores comercializadores el precio de la energía y de la potencia requerida, así como también las condiciones de los contratos. Cuando el cliente libre no desea pactar contratos con generadores, también puede optar por negociar directamente con la distribuidora. - En el mercado regulado, tal como dice su nombre, el proceso de adjudicación de contrato es regulado Esto, porque los clientes regulados (pequeños) tienen baja capacidad de negociación, y dado que las distribuidoras no tienen incentivos para negociar precios convenientes con las 2

3 generadoras, todo se regula desde nivel centralizado. El proceso de establecimiento del contrato es regulado en dos sentidos: primero, los contratos que se establecen entre generadoras y distribuidoras deben realizarse por medio de licitaciones públicas (desde la activación de la ley ), no por negociación directa; y segundo, la tarificación entre distribuidoras y clientes regulados, está definida por el Gobierno. De aquí surgen diferencias en la definición del precio de la energía: - Precio de nudo de largo plazo (PNLP): precio de los contratos entre generadores y distribuidoras, que corresponde al precio resultante de las licitaciones. - Precio de nudo de corto plazo (PNCP): precio calculado cada seis meses por la Comisión Nacional de Energía (CNE), que regía los contratos entre generadores y distribuidoras previo a la ley , y que se conoce como precio de nudo. Hoy en día solo funciona como precio techo de las licitaciones, por lo que en general los PNLP son menores al PNCP. Esto puede variar, en especial cuando las licitaciones se declaran desiertas en primera instancia. El Mercado Spot, también llamado mercado horario, es aquel al que acuden las empresas generadoras para comprar y transferir energía y potencia entre sí, para cumplir sus compromisos contractuales de abastecimiento a clientes y distribuidoras, suscritos en el mercado de contratos. Cada mes es normal que algunos generadores no logren responder a sus contratos de suministro con generación propia, por lo que deben comprar la energía que les falta para cumplir sus contratos a cabalidad. Estas se denominan empresas deficitarias. Y al contrario, también es usual que algunas despachen una generación superior a la comprometida en sus contratos, por lo que son llamadas empresas excedentarias. Estas transferencias de energía se transan en el mercado spot. Las transferencias físicas y monetarias (ventas y compras) son determinadas por el operador del Mercado, en este caso, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC). El CDEC valoriza las transferencias de energía en forma horaria al costo marginal (Cmg), también llamado Precio Spot, resultante de la operación del sistema en esa hora, del equilibrio instantáneo entre oferta y demanda. En el caso de las transferencias de potencia, son valorizadas al precio de nudo de corto plazo de la potencia, definido por la CNE. Para las generadoras de pequeño tamaño (bajo 9 MW de potencia), también existen alternativas de interacción comercial fuera de mercado. Se denomina relación fuera de mercado a cualquier negociación directa entre un pequeño generador y una distribuidora, sin formar parte en forma directa en el mercado spot, ni del mercado de contratos, ya que el precio se negocia (no es el precio spot fijado por CDEC) y no se participa de una licitación pública (se vende directamente a la distribuidora). Asimismo, en términos comerciales, la representación en el mercado spot de un pequeño generador por parte de una empresa eléctrica de generación también se trata de una interacción fuera de mercado, como es el caso en que los generadores de gran escala que no han generado su cuota ERNC obligatoria, compran a generadores ERNC de pequeña escala para cumplir su obligación. El diagrama a continuación representa las distintas transferencias de energía entre los agentes del mercado chileno y los tipos de precios involucrados en ellas. 3

4 Transferencias y remuneraciones entre agentes en el sistema eléctrico chileno Fuente: Elaboración propia en base a CNE/GTZ, 2009, Informe Las ERNC en el mercado eléctrico chileno. Medios de generación ERNC y generación distribuida La necesidad de satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica, de disminuir la alta dependencia energética de combustibles fósiles importados y sus altos precios, y la necesidad de avanzar hacia una matriz eléctrica menos contaminante, ha llevado a los gobiernos a incentivar la incorporación de nuevos generadores independientes con medios de generación de pequeña y mediana escala, conectados directamente al sistema de transmisión o distribución, y a incrementar la generación con fuentes ERNC. Así, se ha avanzado hacia un modelo de mercado más extenso donde además de las generadoras de gran escala, también pueden participar Pequeños Medios de Generación (PMG), Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), y Medios de Generación No Convencional (MGNC). Los PMG y PMGD son generadores de pequeña escala, con potencias menores a 9 MW, sin importar la fuente de energía empleada. La diferencia entre un PMG y PMGD, se da en el sistema al cual se conectan: Los PMG se conectan al sistema de transmisión, mientras que los PMGD se conectan exclusivamente a las redes de distribución. Además de los PMG y PMGD, se prevé el ingreso de nuevos micro-actores o generadores residenciales en el marco de la ley de netmetering aprobada en 2012 (ley ). La denominación de MGNC tiene una connotación distinta, relacionada con la fuente de energía empleada, y en segundo lugar al tamaño del proyecto: un MGNC utiliza exclusivamente fuentes de energía ERNC o de cogeneración eficiente, y su tamaño no supera los 20 MW de potencia. En Chile, son consideradas fuentes ERNC: hidráulica, geotérmica, solar, eólica y biomasa. De este modo, un PMG o PMGD, puede ser o no un MGNC, dependiendo de la fuente de energía que utilice, y viceversa, un MGNC puede ser clasificado como PMG o PMGD, siempre que tenga una potencia menor a 9 MW. La tabla a continuación resume la información expuesta. 4

5 Características de PMGD, PMG y MGNC Excedentes de potencia que inyectan a la red Sistema al cual se conectan Fuente de energía PMGD 9 MW Distribución Cualquier fuente PMG 9 MW Transmisión Cualquier fuente MGNC < 20 MW Cualquier sistema ERNC y cogeneración eficiente Fuente: Elaboración propia. Evolución y proyección de precios de la energía Antes de sugerir qué opción comercial es más apropiada para un proyecto ERNC, es necesario conocer cómo se han comportado los precios involucrados en las principales transacciones comerciales de energía, y sus proyecciones a mediano plazo, las que debiesen ser consideradas al evaluar proyectos de generación. Recordando, las alternativas de venta que tienen precios de venta fijados externamente (no precios libres) son esencialmente las opciones del mercado spot, es decir, el costo marginal instantáneo y los precios de nudo de energía y potencia, en régimen de precio estabilizado. Los precios de otras alternativas dependerán del proceso de negociación, o bien, de la competencia en los procesos licitatorios. A continuación se muestra la evolución del costo marginal de la energía al que se realizan las transacciones de energía en el mercado spot del SIC, calculado para el nudo de la subestación Ancoa 220 kv (en las cercanías de Linares). La serie en rojo muestra el valor del costo marginal promedio diario, mientras que las barras verticales en azul muestran el rango de variación del costo marginal durante el día. Este costo presenta una elevada volatilidad, con una gran variabilidad incluso de forma horaria dentro de un mismo día. Sin embargo, en términos promedio mensuales, puede hablarse de una fuerte tendencia al alza y de ciertos rangos de oscilación: en , osciló entre 10 y 150 USD/MWh; en , entre 50 y 400 USD/MWh (época de restricciones al suministro de gas natural argentino); en , entre 50 y 200 USD/MWh; y en , entre 100 y 300 USD/MWh. Evolución del costo marginal (promedio diario) de la energía en el SIC (nudo-ancoa 220 kv, Linares) Fuente: Elaboración propia empleando datos del CDEC-SIC La siguiente gráfica presenta una proyección al año 2017, tanto del valor promedio mensual (línea roja), como de los valores mínimos (banda azul) y máximos (banda roja) mensuales del costo marginal. El pronóstico concuerda con la tendencia al alza de todo el periodo analizado, mostrando también un comportamiento estacional de valores mayores en los meses de verano y otoño (meses secos). Así, las proyecciones permiten estimar que el promedio mensual en meses húmedos debiese pasar de 120 USD/MWh en 2012 a 250 USD/MWh en 2017, y en meses secos de 270 USD/MWh en 2012 a USD/MWh en 5

6 2017. Del mismo modo, en 2017, los valores máximos mensuales podrían alcanzar los 480 dólares por MWh en los meses secos, y los valores mínimos mensuales, los 80 dólares por MWh. Evolución y proyección del costo marginal (promedio mensual, mínimo y máximo) de la energía en el SIC (Ancoa 220 kv, Linares) Fuente: Elaboración propia empleando datos del CDEC-SIC El precio de nudo de la energía de corto plazo ha mostrado mayor estabilidad que el precio marginal spot. Esta mayor estabilidad viene dada por diferencias estructurales entre ambos precios: el costo marginal es un valor horario, que depende directamente del equilibrio entre demanda y oferta; en cambio el precio de nudo es un valor calculado semestralmente, que representa costos promedio de operación de una central. Entre 1982 y 2005 se mantuvo un valor estable oscilando entre 20 y 40 USD/MWh; entre 2005 y 2008, aumenta entre 3 a 4 veces su valor, ubicándose en valores cercanos a los 100 dólares por MWh; y desde 2008 en adelante, sus valores se han mantenido en un rango elevado, con cifras entre 70 y 100 USD/MWh. La siguiente gráfica permite comparar la evolución del costo marginal y de los precios de nudo de energía de corto plazo, para el periodo En ellas se hace evidente que el costo marginal tiende a ser mayor que el precio nudo en prácticamente todo el periodo analizado. Desde 2007 en adelante, el precio nudo ha permanecido mayoritariamente bajo la banda de valores mínimos mensuales del costo marginal, y muy por debajo de los valores promedio. Se hace evidente la clara diferencia entre valores marginales y de nudo. De hecho, en el periodo , por cada MWh que una planta hubiese generado mensualmente, el mercado spot habría permitido generar ingresos 64% mayores al vender a precio nudo. Comparación del costo marginal promedio mensual y del precio de nudo de la energía de corto plazo Fuente: Elaboración propia empleando datos del CDEC-SIC 6

7 Decisión estratégica: a quién vender y a qué precio En síntesis los generadores, enfrentan el problema de decidir estratégicamente donde vender su energía: En un mercado con precios de alta volatilidad y riesgo como es el mercado spot, o en un mercado con precios menores pero más estables, que requieren comprometer capacidad y energía firmes, como el mercado de contratos, o los acuerdos fuera de mercado. Alternativas de interacción comercial de proyectos ERNC Fuente: Elaboración propia en base a CNE/GTZ, 2009, Informe Las ERNC en el mercado eléctrico chileno. Si bien todo depende de la aversión al riesgo del generador, se puede sugerir lo siguiente: - Vender la mayor fracción al mercado spot por lo atractivo del precio actual, a pesar de su variabilidad. - Venta una fracción por medio de contrato a precio estable: hay distintas opciones, dependerá de la negociación. Puede ser a una generadora que requiere cubrir cuota ERNC (requiere potencia y energía firme que ofrecer), a un cliente libre (que actualmente están muy complicados por lo elevado del precio spot, por lo que sí muestran interés en comprar más barato pero estable). Otras alternativas son vender a la distribuidora directamente, pero dependerá de lo favorable que sea para ellos incorporar la generadora a su red (si ayuda a disminuir pérdidas, o expandir su red, será atractivo, si no, castigarán mucho el precio). Ganar licitaciones es difícil por lo poco competitivos de los costos de generación en la mayoría de las centrales ERNC, además que requieren potencia libre. Por eso se sugiere contemplar como una estrategia mixta, con transacción de energía en el Mercado spot, y a clientes libres u otra generadora. 7