1 Escuela de Economía y FinanzasANÁLISIS COMPARATIVO DE DIFERENTES ESQUEMAS DE SUFICIENCIA EN GENERACIÓN ELÉCTRICA: ALGUNAS REFLEXIONES PARA EL MERCADO ELÉCTRICO EN COLOMBIA Mónica Paola Flórez Estrada Beatriz Mercedes Gómez Duque John Jairo García Rendón Escuela de Economía y Finanzas 8 de Junio de 2016
2 Agenda Motivación - Antecedentes Objetivos MetodologíaElementos teóricos y revisión de literatura Referenciamiento internacional Problemática del mercado eléctrico colombiano Resultados obtenidos Recomendaciones para el mercado colombiano
3 Motivación - AntecedentesEl diseño de los mercados eléctricos en competencia lleva consigo el reto de resolver la confiabilidad del abastecimiento de la demanda en el corto y en el largo plazo, En el mercado colombiano se definió el Cargo por Capacidad para estabilizar los ingresos de los generadores y garantizar la inversión en generación en el largo plazo. En el año 2006, se reemplazó por el Cargo por Confiabilidad que consiste en asignar al generador una obligación de entregar Energía Firme a cambio del pago de una prima fija por un horizonte de tiempo determinado de hasta 20 años. Este mecanismo ha incentivado la entrada de nuevos proyectos de generación, alrededor de 3.3 GW entre 2006 y 2015 y el aumento de capacidad de otros existentes. Se cuestiona su efectividad pues durante el Fenómeno de El Niño 2009 – 2010 se requirió intervención regulatoria para garantizar el suministro de los combustibles y la utilización adecuada del recurso hidráulico disponible. Durante el Fenómeno de El Niño 2015 – 2016, no garantizó el cumplimiento de los compromisos por parte de algunos generadores, los precios subieron por encima del primer segmento de racionamiento y el regulador intervino para modular los precios y disminuir las pérdidas de los térmicos.
4 Motivación Objetivos Realizar un análisis comparativo de los principales esquemas de aseguramiento de la capacidad de generación implementados en Nord Pool en Europa, PJM en USA, Alberta en Canadá, Chile, Brasil y Panamá en Latinoamérica, y con base en esto, recomendar los cambios que se requiera implantar para una mayor eficiencia en el desempeño del mercado eléctrico colombiano. Analizar diferentes mecanismos de remuneración de la capacidad de generación que han sido implementados en los mercados seleccionados y establecer las ventajas y desventajas de cada uno de ellos, desde el punto de vista de eficiencia de mercado. Identificar las falencias que tiene el esquema de Cargo por Confiabilidad del mercado eléctrico colombiano en su papel de garantizar el desarrollo de una matriz energética presente y futura que permita abastecer la demanda con el nivel de confiabilidad deseado a precio eficientes. Indicar algunas características y/o elementos fundamentales que se hayan identificado como benéficos en los mercados analizados y recomendar su adaptación para contribuir al desempeño más eficiente en el mercado eléctrico colombiano.
5 Metodología MotivaciónSe realizó un análisis exploratorio de los conceptos fundamentales en el diseño de los mercados eléctricos, que conllevan la suficiencia en la capacidad de generación de electricidad con un desempeño costo-eficiente. Se efectuó un análisis descriptivo y comparativo de los diferentes esquemas regulatorios implementados en los mercados eléctricos previamente mencionados con el objeto de extractar experiencias positivas. Se realizó un análisis explicativo del desempeño del mecanismo de confiabilidad del mercado eléctrico implementado en Colombia y las principales causas de las fallas presentadas durante los eventos críticos. Se indagó por elementos de los mercados eléctricos eficientes que, con alguna adaptación, fueran aplicables al caso colombiano, con el fin de realizar una propuesta de modificación al actual esquema de suficiencia en generación.
6 Elementos teóricos y revisión de literaturaMotivación Elementos teóricos y revisión de literatura Confiabilidad en el Suministro: es la capacidad de los sistemas eléctricos de entregar la energía con los estándares de calidad y en la cantidad requerida por la demanda. Abarca tres atributos propios de estos sistemas: seguridad, firmeza y suficiencia. Mecanismos de sólo energía: son aquellos mercados en los cuales se le paga a los generadores el precio de mercado por la energía que producen; cuando no producen, los generadores no reciben ningún pago. Mecanismos de capacidad: son instrumentos de regulación económica diseñados para reforzar la señal económica que dan los mercados de corto plazo, mediante una remuneración adicional que incentiva la inversión en generación para garantizar la confiabilidad en sectores eléctricos liberalizados. Subastas de Contratos de Largo Plazo: Este esquema garantiza el suministro de largo plazo con la compra de energía a precios fijos o indexados, para horizontes largos de contratación con períodos de planeación suficientemente amplios como para incentivar la inversión en plantas de generación nuevas. Falla de Mercado: condiciones del mercado en las cuales éste no funciona de forma eficiente. Ejemplo: la inelasticidad de la demanda, la aversión al riesgo de los inversionistas, el exceso de inversión en generación cuando es inducida por la regulación, la volatilidad de los precios spot y los precios techo y la imposibilidad de almacenamiento de la electricidad.
7 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado de Nord Pool La capacidad instalada total del mercado nórdico en 2014 fue de GW: GW en Suecia, GW en Noruega, GW en Finlandia y GW en Dinamarca. También incluye los países bálticos. Intercambios con Alemania y el Reino Unido. El 49.1% es hidráulica, 26.9% térmicas, 12.0% centrales nucleares, 11.3% eólicas y 0.7% solares. Mecanismos de mercado: Mercado del día antes Elspot Mercado intra-diario Elbas Mercado de contratos bilaterales Servicios complementarios y generaciones de seguridad Mercados financieros: Forwards, Futuros y Opciones Contratos por Diferencias Participación de la Demanda Desempeño del mercado: diseño simple, dilución del poder del mercado, apoyo político e institucional y compromiso de las empresas participantes.
8 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado de Alberta La capacidad instalada de GW (a julio de 2015), predominantemente térmicos: 7.08 GW de plantas a gas natural (43.6%), 6.26 GW a carbón (38.5%), 1.46 GW eólicos (9.0%), 0.90 GW hidráulicos (5.5%), 0.45 GW de biomasa (2.8%) y 0.10 GW de residuos sólidos (0.6%). Está conectado con Columbia Británica y Saskatchewan, y a partir del año 2013 con Montana en USA. Mecanismos de mercado: Mercado spot Mercado de contratos bilaterales Servicios complementarios Mecanismo de seguimiento del Mercado Desempeño del mercado: alta componente térmica (82%), alto factor de utilización que facilita la recuperación de costos fijos, no existen mecanismos de control de precios de oferta en el spot y aceptación del uso ocasional del poder de mercado.
9 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado de PJM La capacidad instalada es de GW. La matriz de generación en 2014 para PJM tenía carbón con 44%, nuclear con 34%, térmicas a gas con 17%, hidráulicas con 2%, eólicas con 2% y otras renovables con 1%. Coordina la operación total o parcial en 13 estados de Estados Unidos (Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, Nueva Jersey, Carolina del Norte, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, Virginia Occidental y el Distrito de Columbia). Mecanismos de mercado: Mercado del día antes Mercado en tiempo real Servicios complementarios Mercado de capacidad: Subastas RPM Derechos financieros de transmisión Participación de la Demanda Desempeño del mercado: ha mantenido el margen de reserva por encima del 16% atrayendo suficiente capacidad.
10 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado Chileno El SIC es el mayor subsistema con una capacidad instalada de GW, de los cuales 7.55 GW son térmicos, 6.01 GW son hidráulicos con embalse o filo de agua, 0.82 GW son eólicos, 0.44 GW son pequeñas hidráulicas, 0.44 GW son de origen solar, 0.30 GW de biomasa y 0.04 GW a biogás. El SING tiene una capacidad instalada de 4.01 GW, de los cuales 3.76 GW son térmicos y 0.25 GW renovables no convencionales (ERNC). Mecanismos de mercado: Mercado spot Contratos bilaterales Potencia de suficiencia Servicios complementarios Mercado de ERNC Desempeño del mercado: las licitaciones han incentivando la entrada de nueva capacidad de generación, en su gran mayoría centrales de tipo ERNC. Debe tenerse cuidado que la expansión en transmisión permita a estos generadores atender sus compromisos y en el largo plazo se complementen con generación de base.
11 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado de Brasil Brasil tiene una capacidad instalada de GW, de estos, GW (61%) hidroeléctricas, GW (27.7%) termoeléctricas, 5.25 GW (3.7%) hidráulicas pequeñas (3.5 MW a 30 MW) y mini hidráulicas (menores a 3.5 MW), 1.99 GW (1.4%) dos centrales nucleares, 8.59 GW (6%) plantas eólicas y 0.02 GW (0.02%) solares fotovoltaica. Esta constituido por cuatro subsistemas: Sur, Sudeste/Centro-Oeste, Norte y Nordeste, interconectados de forma que permiten la optimización conjunta del sistema de generación y el transporte. Mecanismos de mercado: Mercado de corto plazo y servicios complementarios Contratos bilaterales: Ambiente de contratación regulado, libre, subastas de reserva y subastas para fuentes alternativas Certificados de energía firme Desempeño del mercado: el esquema es bastante centralizado, ha incentivado la inversión y remunera a las plantas sus costos de operación con el esquema de primas y garantía de recuperación de costos variables para las plantas térmicas.
12 Referenciamiento internacionalMotivación Referenciamiento internacional Mercado de Panamá Tiene una capacidad instalada de 3.04 GW (enero 2016), de los cuales 57.7% corresponden a plantas hidráulicas, 35.3% a plantas térmicas y 10% a energías renovables no convencionales (9.21% eólica y 0.80% solar). Se encuentra interconectado con Costa Rica, Nicaragua, Honduras, Guatemala y El Salvador a través del Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). Mecanismos de mercado: Mercado ocasional Servicios complementarios Mercado de contratos bilaterales de energía y potencia Desempeño del mercado: el mecanismo de contratos de suministro ha promovido la instalación de nueva capacidad de generación, sobre todo a partir de los cambios regulatorios adoptados en 2010 que eliminaron el precio techo que ocasionó dificultades en la expansión panameña al inicio de la década del 2000
13 Problemática del mercado eléctrico colombianoEnfoque de la solución de suficiencia para el mercado colombiano: El mercado colombiano es predominantemente hidráulico, con más del 60% de capacidad instalada y de generación con base en esta tecnología. Para el aseguramiento de la suficiencia de largo plazo en generación, no se adoptó un esquema de pago por capacidad sino más bien uno basado en Energía Firme. Requiere complemento de energía flexible (GNL). Problemática del gas natural para generación térmica: La contratación de gas en firme en Colombia para consumo térmico se dificulta debido a la condición particular de la demanda térmica. Esta dificultad y la escasez de gas llevó a la conversión de las plantas existente a líquidos y la falta de oportunidad en el desarrollo del proyecto de GNL. Precio de Escasez versus Costo Variable de Operación con Líquidos: El PE debía cubrir los costos variables de generación del recurso térmico más costoso en el sistema y mitigar el posible abuso de posición dominante. Se escogió como referencia el Fuel Oil # 6 que hoy utilizan muy pocas plantas térmicas y no cubre los costos de operación de la mayor parte de las térmicas a gas que se convirtieron.
14 Problemática del mercado eléctrico colombianoPorcentaje de Obligaciones de Energía en Firme - OEF por tecnología
15 Problemática del mercado eléctrico colombianoFuncionamiento del Mercado Spot: Durante El Niño 2015 – 2016 que el Precio de Bolsa durante septiembre y octubre alcanzó niveles superiores al costo del segundo escalón de racionamiento. El regulador intervino con un precio techo. El servicio de regulación de frecuencia y la generación de seguridad no funcionan como un mercado independiente Participación de la demanda: La demanda es completamente pasiva en la operación del sistema y sólo es activa en el mercado de contratos bilaterales para la demanda no regulada. Hay dos mecanismos regulados para participación de la demanda: Respuesta de la Demanda y Demanda Desconectable Voluntaria. El regulador estableció durante el Niño el incentivo al ahorro. Problemática Institucional: La intervención del regulador en los dos últimos eventos críticos indica la desconfianza en los incentivos para la operación en el corto plazo. La confianza del Estado en el diseño es indispensable si se pretende atraer nueva inversión al país.
16 Problemática del mercado eléctrico colombianoPrecio de Bolsa versus Precio de Escasez
17 Resultados obtenidos Esquema de contratos bilaterales:Asigna el riesgo de precio y de cantidades a la demanda y ante algún cambio tecnológico futuro ésta no puede gestionar este riesgo. El regulador puede decidir la tecnología y el nivel de confiabilidad pero no necesariamente es eficiente para la demanda Varios horizontes de planeación que permite la entrada de varias tecnologías. No existe un precio de mercado Amplia diferencia entre el precio de contratos y precio spot Esquema de mercado de capacidad: Se cubre parcialmente el riesgo del generador, garantizando una porción fija de ingresos para cubrir la inversión y otra porción es a riesgo (mecanismos de mercado). Define el nivel de confiabilidad deseado desde el diseño del mercado. En los sistemas hidráulicos se requiere definir el producto como energía y no potencia. Mayores utilidades netas para los generadores si se definen adecuadamente el producto de confiabilidad, la demanda de capacidad, las reglas de mitigación de poder de mercado, las reglas de integración con el mercado de energía y las demás reglas de mercado
18 Resultados obtenidos Mercado de sólo energía:El generador tiene todos los riesgos de recuperación de la inversión pues no tiene ninguna porción de sus ingresos garantizados y debe recuperar la inversión en los mecanismos de mercado disponibles. Exige poca concentración de los agentes participantes, participación activa de la oferta y la demanda, nula intervención del regulador que permite que los precios alcancen niveles adecuados en épocas de escasez, mecanismos de cobertura de riesgo de mercado y un apoyo político pleno al mercado. La incorporación creciente de tecnologías no convencionales con capacidades más intermitentes, pueden ir restando rentabilidad a las tecnologías convencionales. Se recomienda que se expongan a la competencia por precios y a la variabilidad de éstos en el mercado, para que ingresen al sistema sólo en los casos en que sean realmente el recurso más eficiente. No se tiene una definición estricta de los estándares de confiabilidad. Si la planta marginal oferta sólo los costos variables existe el riesgo de que se presente “el problema del dinero faltante”.
19 Recomendaciones para el mercado colombianoEsquema de aseguramiento de la confiabilidad: Han ingresado 3.3 GW de nuevas centrales. No ha habido racionamiento en los dos eventos críticos. Se recomienda mantener el esquema de aseguramiento de la suficiencia en generación con algunos ajustes. Sustituir las OEF respaldadas con líquidos mediante subasta y/o remunerarlas como plantas de reserva. Exigencia de garantías de cumplimiento con un colateral. Precio de Escasez: El Precio de Escasez no puede poner en riesgo la recuperación de los costos de operación de la tecnología marginal eficiente (GNL). Cambiar el precio de escasez a los costos variables de la planta menos eficiente operando con GNL (Atlántico o del Pacífico). Mercado de Bolsa y Mercado Intra-diario: Implementar el mercado del día anterior con cierre previo, condicionado a la introducción del mercado intra-diario para cierre de excedentes y faltantes. Mantener el precio techo en 75% del primer segmento de racionamiento para la precio de oferta. Desmontar las restricciones de disponibilidad de la información de precios de oferta.
20 Recomendaciones para el mercado colombianoParticipación de la Demanda: (exige cambio cultural) En el mercado de Bolsa y el mercado intra-diario se propone que la demanda no regulada tenga participación directa y la demanda regulada representada por su comercializador. Demanda no regulada de manera activa en las subastas de Cargo por Confiabilidad con excedentes de autogeneración y cogeneración y/o proyectos de eficiencia energética. Servicios Complementarios: Se deberían remunerar en un mercado independiente (puede ser tipo subasta), con un precio independiente del precio de oferta de los agentes y con una disponibilidad específica. Incluir como servicios complementarios a ser remunerados, adicional al AGC, el arranque en negro, la reserva rodante y el suministro de reactivos Contratación estandarizada y mercado de derivados financieros: Adoptar un mecanismo de cobertura de precios de la demanda regulada con obligatoriedad de participación por parte de la demanda regulada y opcional para la no regulada, mediante un mecanismo de subasta de dos puntas, con productos estandarizados. Trasladar en el fórmula tarifaria los beneficios del esquema de cobertura. Robustecer el esquema de garantías con una cámara central de contraparte.
21 ¡Muchas gracias!