AMBIENTE REGULATORIO LATINOAMERICA. Octubre de 2006

Transcripción

1 AMBIENTE REGULATORIO LATINOAMERICA Octubre de 2006

2 Entorno Regional Condicionantes de la Regulación Fuerte crecimiento de la demanda y mayor riesgo en la Seguridad de Suministro. Modificaciones regulatorias para incentivar inversiones. Procesos de privatización estancados. Entorno regional Escasez de Gas y altos precios de los combustibles. Incentivo a la generación no convencional Influencias políticas, sociales y económicas. Falta de incentivos para la interconexión entre países.

3 Regulación Argentina Ley N de 1992 y Ley /2002 que pesifica y congela tarifas. Regulador Secretaría de Energía y ENRE. Operador: CAMMESA. Despacho económico centralizado, en base a CMg. Precios spot supone disponibilidad de Gas ilimitada (Res 240). La diferencia entre CMg real y CMg Res 240, se compensa con un cargo a la demanda. Generadores pueden vender a Distribuidores y a clientes a precio libremente pactado entre partes. EE.DD presentan tarifas limitadas al precio estacional fijado por la autoridad + el VAD. Este VAD es revisado cada 5 años. Clientes libres > 30 kw (opcionales).

4 Normativa, regulación y tarifas. Res. 240/03: Se valoriza energía en el spot con disponibilidad de gas sin restricciones. Res. 406/03: Establece prioridad de pagos y consolida las deudas en el MEM. Res. 826/04: Invita a aportar acreencias al FONINVEMEM hasta 30/12/06. Res. 956/04: Define referencia mayo-julio de 2004 (foto de contratación). Res. 1427/04: Acuerdo FONINVEMEM y compromiso de S.E. para sancionar precios que reflejen los costos de generación. Instalar mínimo de MW (2 x 800 MW), a través de 2 sociedades generadoras. Acreencias de privados (~39%), más aportes del Estado Nacional. Puesta en servicio a inicios de Remuneración por costos reconocidos por S.E. Res. 1676/06: S.E. dispone para el período may-ago de 2006 precios estacionales idénticos a los del período nov 05 - abr de 06.

5 Cambios Regulatorios Recientes Acta Acuerdo para la Promoción del Servicio de Energía Plus. Entre el Ministerio de planificación Federal y La Unión Industrial Argentina, Acordaron: Los GU deben respaldarse sus demandas por sobre el Líneas de Crédito para inversiones en generación. Resolución S.E. 1281/06 Generación del Estado nacional para demandas atendidas por Distribuidores. La generación hidroeléctrica sin contrato para abastecer, los suministros de hasta 300 kw y clientes sin contratos. Respaldo físico para la demanda registrada en el 2005 AÑO BASE. Nueva generación para demandas superiores a la demanda Base (2005)

6 Regulación Brasil Ley /2004 y Ley 8.631/1993. Regulador: ANEEL. Operador: ONS. Despacho centralizado, vía CMg definidos por el MAE. Generadores pueden vender a clientes regulados (tarifa licitada) y clientes libres (precios libres). Clientes libres (opcionales) > 3.000

7 Brasil: Cambio del Modelo del Sector Eléctrico en 2004 Libre Libre Gx Exist. Regulado Licitación (A-1) ACL ACR (Dx) Libre Gx Nueva Licitación (A-5) Licitación (A-3) Principales Conceptos y Modificaciones Dos ambientes de contratación: regulado (ACR), para las Dx s; y otro libre (ACL). Se exige la contratación de la totalidad del consumo, sujeto a penalidad. Las distribuidoras sólo compran energía mediante licitaciones, hasta 5 años de anticipación. Generadores y comercializadores mantienen la obligación de lastro. Procesos separados para la comercialización de la energía existente y nueva. Mayor participación directa e indirecta del Gobierno en la organización institucional del sector (CCEE; EPE y CMSE).

8 Brasil: Cambio del Modelo del Sector Eléctrico en 2004 Compras Energía Ambiente Regulado Subastas a menor precio ofertado. Contratos con cada distribuidora, con traspaso integral. Licitaciones en separado para nueva generación (crecimiento de demanda) en dos fases: con 5 y 3 (complementaria) años de anticipación. Contratos con duración entre 15 y 35 años. Licitaciones anuales para energía existente (caída contratos existentes). Duración entre 3 y 15 años. Como resultado de la licitación cada generador formalizará contratos con todas las distribuidoras. Generación Distribución Subasta de energía nueva: Si gana la subasta, obtiene concesión y PPA que garantiza la nuevas inversiones. Venta directa y libremente negociada a CLs y CXs (Amb. Libre) y por licitaciones a las DXs (Amb. Regulado). Debe tener 100% de su demanda cubierta por contratos Traspaso a tarifa costo asociado a sobrecontratación de hasta 3%. Penalidad para la subcontratación Clientes potencialmente libres (> 3 MW) para salir tienen que avisar con un año de anticipación y 1 mes antes de las subastas. Pueden optar por ser cautivos. Para volver de libre a cautivo deberán dar un preaviso de 5 años

9 Regulación Chile Ley DFL N 1 de Reguladores: Comisión Nacional de Energía (CNE) y SEC. Operador: CDEC. Despacho económico centralizado, vía CMg. Generadores pueden vender al mercado regulado y clientes libres (precios libres). Costos de distribución fijados según empresa modelo. EE.DD con pass through integral Clientes libres > 500 kw, desde marzo 2006.

10 Últimas modificaciones regulatorias relevantes Chile: Ley Corta I Modificación Claro esquema de la forma en que se tarificará el uso de los sistemas de transmisión. Divide la red de Tx en: sistema troncal, subtransmisión y adicional. Creación del Panel de Expertos. Órgano especializado para la resolución de controversias. Clientes Libres: rebaja límite a 500 kw a partir de Abril de Duración mínima de los contratos de 4 años. Cambio con 1 año de preaviso. Banda de ajuste Precio de Nudo teórico c/r a Precio Clientes Libres: Cálculo con valores reales. Se toman 4 meses. Hasta un 5% según la diferencia de precio entre clientes libres y el teórico. SS.CC: Obligatoriedad de pago. CDEC define y opera. Tarifa regulada vía Reglamento. Antes La distribución del pago de la Tx era según uso predominante (50/50% Gx y demanda) Valoración de activos de Tx poco transparente. Conflictos se resolvían en tribunales. El Umbral de Elegibilidad estaba situado en 2000 kw. La banda era de un 10%. Pago indirecto sin redistribución. Comentario Mayor claridad y transparencia en la fijación de los peajes. Mayor claridad en los procesos. Mayor mercado de clientes libres. Mayor sinceramiento del valor del Precio de Nudo, para amortiguar loe efectos de la Crisis de Gas de Argentina. Mayor estabilidad regulatoria para los ingresos de las empresas. La Ley Corta I establece una mejora en el pago de la red de Tx y se logra mayor transparencia en la fijación de dichos valores.

11 Últimas modificaciones regulatorias relevantes Chile: Ley Corta II Modificación Antes Comentario Licitaciones a precio fijo de largo plazo para los contratos de las Dx. El precio promedio resultante de cada Distribuidora no podrá diferir más de un 5% del precio promedio nacional. Precio de Nudo: máximo valor para energía y potencia, cada seis meses Dx con contrato de suministro a más largo plazo, y a los Gx poner en valor sus activos a un precio de mercado. Banda de Cálculo del Precio de Nudo: banda varía entre el 5% y el 30%. De esta forma se consigue reflejar los desajustes en el mercado. El Precio de Nudo resultante del cálculo de la CNE se comparaba con el Precio Medio Libre con una banda del 5%. Mayor sinceramiento del valor del Precio de Nudo. Mayores Costes Planes de Seguridad: se incluye dentro del Precio de Nudo. El cálculo del Precio de Nudo no incluía estos costes. Mayor sinceramiento del valor del Precio de Nudo. Participación en el CDEC: Generación, Distribución y Transporte. Sólo participaban Gx y Tx. Mayor participación de los agentes del sector. La Ley Corta II constituye una eficiente señal de inversión para el sector eléctrico a medio y largo plazo.

12 Regulación Colombia Ley N de Regulador: CREG. Operadores estatales: CND y SIC. Libre mercado con oferta diaria en mercado spot con precio de bolsa marginalista. Generadores pueden vender en el mercado Spot, al mercado regulado (licitaciones públicas) y a comercializadores. Costos de distribución estampillados, pagados por el consumo. Clientes libres > 100 kw o 55 MWh promedio mes.

13 Cambios de la Regulación Eléctrica. Cargo Actual: CARGO POR CAPACIDAD En 1996 la CREG creó el Cargo por Capacidad por 10 años. Pagado a todos los generadores en función de su aporte a la potencia firme del sistema Se remuneran: capacidades de plantas hidráulicas y térmicas que contribuyan con su firmeza durante la estación de verano bajo condiciones de hidrología crítica: Nuevo Cargo: CARGO POR CONFIABILIDAD PRODUCTO: Energía Firme ajustada a la demanda horaria Hidráulicas: Simulación Hidrología Crítica Térmicos: Disponibilidad y contratos de combustibles. Exigibilidad: Las Obligaciones de Energía Firme será exigible cuando el Precio de Bolsa sea Mayor que el Precio de Ejercicio; Periodo de transicion: Dic 06 Nov 09 Remuneración 13,045 US$/MWh y cálculo actual de cantidad. Subasta anual para aplicar a partir del cuarto año. Año 2010 en adelante: Subastas de precio y cantidad. Anualmente Subastas de Reconfiguración cuyo objetivo es hacer los ajustes ante cambios en las previsiones de demanda.

14 Nuevo Cargo: Cargo por Confiabilidad Algunas apreciaciones: El nuevo cargo presenta una estructura teórica mejor que el actual cargo. El pago, que hoy se reparte un 60% para hidráulicos y 40% para térmicos, pasaría a un balance 50%-50%. Centrales hidráulicas de pasada perderían pero ganan las de embalse. Por la variabilidad de los resultados obtenidos con las diferentes metodologías planteadas para el cálculo de la energía firme y a la falta de definiciones en aspectos esenciales del proceso de subastas, resulta prematuro emitir algún juicio sobre el impacto positivo o negativo hacia las empresas. Incentiva la entrada de centrales térmicas pequeñas. Las subastas permiten ingresos fijos hasta 10 años a generación nuevas.

15 Propuesta de Mercado Organizado Regulado (MOR) Propuesta CREG compra-venta voluntaria de energía, producto único de tipo financiero y subastas anónimas. precio único igual al precio de cierre de la subasta. Estas transacciones estarían soportadas con un mecanismo de garantías estándar. Quienes no participen en el mercado organizado podrán participar en subastas bilaterales o en el mercado de corto plazo. Traslado de los costos de generación al mercado regulado El comercializador recupera todos los costos de las compras de energía realizadas en el MOR. Se reconocerá las compras que realice el comercializador mediante subastas bilaterales hasta el 25% de su demanda comercial. El porcentaje de compras que se realicen mediante subasta bilateral que superen el 25% serán reconocidas al precio promedio de todas las transacciones realizadas en el MOR.

16 Regulación Perú Ley N /1993 y Ley /2006 Regulador: CTE y OSINERG. Operador: COES. Despacho económico centralizado, vía CMg. Generadores pueden vender al mercado regulado y clientes libres (precios libres). EE.DD con pass through de compras de energía y potencia Clientes libres > kw

17 cambios regulatorios realizados en diciembre de 2004 Modificación Antes Comentario Cambio en cálculo del Precio de Barra. Cálculo se realiza en forma anual y con tres años. (El año histórico anterior y dos años proyectados). Cálculo realizado cada 6 meses sobre una proyección a 4 años vista. Permite un precio de barra más estable y que refleja mayor condiciones de sequía o variación de precios de combustibles. Contratación. Se suspenden temporalmente las penalizaciones para las distribuidoras que no tengan contratos para dos años siguientes. Existe obligación por ley de disponer de 100% de suministro para los dos años siguientes. Supuso un respiro para las empresas que, dadas las condiciones de mercado en 2004 no pudieron y/o no realizaron dichas contrataciones. Las modificaciones anteriores fueron realizadas en forma consensuada entre el Regulador, el Gobierno y las empresas. Éstas permitieron un mejor desempeño del sector y abrieron la puerta para futuras discusiones, entre ellas las licitaciones de energía.

18 LEY N PARA ASEGURAR EL DESARROLLO EFICIENTE DE LA GENERACION ELECTRICA Modificación Antes Comentario Licitación Demanda EE.DD. La contratación de las EE.DD. mediante procesos de licitación pública, con precio techo definido por Osinerg y mantenido en reserva mientras dura el proceso. EE.DD. contratan a Tarifa de Barra por periodo mínimo de 2 años Permite contratos de hasta 10 años de duración a precio de venta fijo (indexado según fórmula contractual) Mercado de Costo Plazo. Participan Generadores, Distribuidores para atender clientes libres y Grandes Usuarios (demanda > 10 MW). Sólo Generadores participaban Los agentes deberán constituir garantías como respaldo de los retiros que efectúen en este mercado. Genera mayor número de transacciones. Estructura del COES. Se constituye como organismo autónomo con una Dirección Ejecutiva independiente. Una Asamblea y un Directorio con representantes de los Generadores, Distribuidores, Transmisores y Grandes usuarios. Organismo dependiente de las empresas Generadoras y Transmisoras Por la autonomía ejecutiva se prevé mayor resolutividad en aspectos operacionales. Aumentan costos de las empresas para financiar esta nueva Empresa. Regulación de Sist. Transmisión. Se definen, además de las instalaciones ya existentes, Instalaciones Garantizadas y Complementarias. Las Primeras se desarrollarán por un Plan y serán licitadas bajo esquemas BOOT, garantizándose pagos por la demanda y la generación según beneficios. Las Complementarias se retribuirán en proporción según acuerdo de las partes con Open Access a tarifa regulada Sistema troncal pagado exclusivamente por la demanda bajo esquema de tarifa estampillada Se mantiene tarificación actual para las instalaciones ya existentes. Osinerg, por propuesta de COES, aprueba Plan de Transmisión y ejecuta licitaciones internacionales