5to Congreso Iberoamericano de Regulación Económica

900 views

Published on

Tendencias de la Regulación Energética

Published in: Technology, Business
  • Excelente presentación del Ing. Eduardo Zolezzi
       Reply 
    Are you sure you want to  Yes  No
    Your message goes here
  • Be the first to like this

5to Congreso Iberoamericano de Regulación Económica

  1. 1. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Ing. Eduardo Zolezzi Consultor del Banco Mundial Ex-Regulador del Sector Energía en Perú Lima, 24 de Noviembre de 2010 5to Congreso Iberoamericano de Regulación Económica
  2. 2. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contenido Contexto Mundial (Motivación) Contexto Energético Nacional Regulación Energética Situación Actual de la Regulación del Sector Eléctrico Peruano Agenda Regulatoria / Recomendaciones
  3. 3. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contexto Mundial (Motivación) Cambio Climático por efecto antropogénico del aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero (GHG) Aumento del consumo de energía, principalmente de aquella proveniente de los combustibles fósiles Producción de petróleo ha llegado, o está por llegar, a su pico (creando gran volatilidad en su precio) Reciente (y creciente) explotación de grandes recursos de gas natural no convencional (causando una baja de precios y su desacoplamiento respecto a los precios del petróleo)
  4. 4. Rango Variación de Temperatura por el Cambio Climático Cambio Esperado de Temperatura (respecto a era pre-industrial)
  5. 5. Potenciales Efectos del Calentamiento Global
  6. 6. Emisiones CO2 por Habitante y PBI - 2007 Toneladas de CO2 por Habitante Kilogramos de CO2 por US Dólar
  7. 7. % Consumo Final de Energía por Tipo - 2008 Fósiles 78% Nuclear 2.8% Renovables 19% Generación Eléctrica por Viento/Solar/Biomasa/ Geotermia: 0.7% Bio-Combustibles: 0.6% Agua Caliente, Calefacción Mediante Solar/Biomasa/ Geotermia: 1.4% Hidroelectricidad: 3.2% Biomasa Tradicional: 13%
  8. 8. % Electricidad por Fuente Energética - 2008 Fósiles 68% Nuclear 13% Hidro 16% Otras Reno- vables 3%
  9. 9. Producción de Petróleo (millones de barriles/día) Petróleo no Convencional Líquidos de GN Petróleo: campos a ser descubiertos Petróleo: campos a ser desarrollados Petróleo: campos en actual producción Precio esperado del petróleo al 2035 (según la IEA): US$113 (en dólares de 2009)
  10. 10. Oferta Mundial y Costos de Producción de GN Volumen (Tera – 1012 – metros cúbicos) Nota: Tight = Arenas Compactas; Shale = Esquistos; CMB = Metano en Yacimientos de Carbón Progreso tecnológico presiona los costos de producción a la baja
  11. 11. Efecto GN no Convencional en Importación USA Nota: AEO = Annual Energy Outlook de la Energy Information Agency de USA
  12. 12. Precios del Gas Natural en Henry Hub
  13. 13. Precios Relativos del Petróleo y el GN Nueva Tendencia: 16.93 Promedio: 9.13 Nota: Basado en el contenido calórico, teóricamente la relación de precios debería ser 6 a 1
  14. 14. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Contexto Energético Nacional Introducción del gas natural como una de las fuentes energéticas principales del país Importantes recursos energéticos, tanto de fuentes renovables de energía como fósiles “limpios” (el GN) Cambio de la matriz energética en el mediano y largo plazo (¿más verdes de lo que ya somos?) Uso de los recursos de energía renovables (uso interno y exportación)
  15. 15. Perú – Matriz Energética 2007
  16. 16. Cambio Composición Energética 1990 - 2008 Electricidad Industria
  17. 17. Potencial Hidroeléctrico de Perú Respecto al técnicamente aprovechable 26.6
  18. 18. Potencial Eólico de Perú
  19. 19. Radiación Mundial y Potencial Solar de Perú
  20. 20. Reservas Reservas Demanda *Reservas Recuperables de Gas Seco - Informe de Reservas Pluspetrol al 31.12.08 (TCF) MEM 3.3.09 **Reservas Probables (TCF) MEM 17.2.09 ***Reservas Probadas (TCF) según Auditoría Gaffney, Cline & Associates con fecha efectiva 28 de febrero del 2009 MEM 16.6.09 Reservas y Demanda de GN de Camisea 2009-2029 Dos Visiones Diferentes
  21. 21. Escenario 1 al 2028: “Business As Usual” Electricidad Industria
  22. 22. Escenario 2: Máximo Beneficio Ambiental Electricidad Industria
  23. 23. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Regulación Energética
  24. 24. Medio Ambiente / Cambio Climático Precio de la Energía Seguridad Energética Acceso a Energías Modernas Suministro Energético Eficiente, Confiable, Limpio y Económico Marco de Referencia Regulación Energética
  25. 25. Mercado Competitivo (Ideal) en Electricidad En un mercado de libre competencia y con un sistema económicamente adaptado (en forma continua), el costo marginal de corto plazo (el “spot”) es igual al costo marginal de largo plazo (e igual al costo promedio mínimo). Bajo estas condiciones, un precio igual al costo marginal de corto plazo (solo de energía), debería generar ingresos suficientes para cubrir los costos totales de producción (costos fijos/inversión y costos variables/ operación y mantenimiento). Mercados solo de energía requieren rentas de escasez para cubrir costos de inversión, creando volatilidad en los precios marginales (spot).
  26. 26. Características del Mercado en Electricidad La realidad de los mercados eléctricos demuestra que la existencia de ciertas particularidades, no presentes en otros mercados, hacen que no se den las condiciones de un mercado competitivo ideal o cercano al ideal. Por ejemplo: La demanda debe ser satisfecha instantáneamente. La electricidad no puede ser almacenada (por lo menos eficiente y económicamente). Las leyes físicas que gobiernan los sistemas eléctricos dificultan el funcionamiento de mercados. La necesidad de mantener una reserva importante para hacer frente a requerimientos inesperados de la demanda o reducciones de la oferta, crean condiciones muy complejas de mercado de largo plazo. Fuerte interacción de las congestiones de transmisión con el mercado de energía.
  27. 27. Característica de las Inversiones en Generación Las inversiones en generación son típicamente intensivas en capital, irreversibles y dependientes de otras partes de la cadena de producción-consumo. Por otra parte, cambios en los mercados financieros, por ejemplo en las tasas de interés, tienen un impacto significativo en la rentabilidad de los proyectos. Pero quizá lo más importante es la presencia de ciclos de inversión, en los cuales la presencia de altos precios induce a mayores inversiones hasta que se crea un exceso de oferta que precipita una caída de precios, que desalienta nueva inversión. Luego el proceso se revierte. Por lo tanto, el flujo de ingresos es bastante inestable.
  28. 28. Ciclo “Natural” de Inversión en Generación Precio Tiempo Competencia y Exceso de Capacidad Causa Caída de Costo Nueva Capacidad Precios Precios Bajos Estimulan la Demanda Nueva Capacidad Restaura Adecuado Margen de Reserva Exceso de Capacidad los Precios Caen Disminuye Exceso Capacidad Precios se Incrementan Cambio de Ciclo de Inversiones Mejoras Tecnológicas y Competencia Reducen Costo de Nueva Capacidad Precios Altos y Cambio de Ciclo Reducen la Demanda Disparador Inversiones
  29. 29. Regulación de la Transmisión Sistema Planificado (Regulador o Grupo Técnico Define Requerimientos; tarifa generalmente en base a tasa de retorno y costos O&M “razonables”) Por Contrato (tarifa en base a anualidades del Costo Total del Servicio – inversión y costos O&M “razonables”; estabilidad financiera del contrato) Por incentivos de acuerdo a “perfomance” (tarifa por “price-cap” o por RPI-X) Iniciativa Privada - “Merchant” (tarifa basada en el Costo de Oportunidad de usar el sistema - uso del costo de congestión y de derechos de transmisión)
  30. 30. Esquemas de Regulación de “Redes” Costo del Servicio (Regulación de Tasa de Retorno) Se regula principalmente la tasa de retorno de la empresa, a través de la “base tarifaria” (que representa los ingresos requeridos calculados en base a los costos) Regulación por Incentivos – Benchmark Controla los precios aplicados por las empresas en vez de sus utilidades. La tarifa es reducida (aumentada) en un determinado porcentaje conocido como factor X, o factor de productividad, en cada periodo tarifario (Price-cap o RPI-X) Regulación por Incentivos – Yardstick La tarifa es determinada para una empresa teórica modelo que provee un servicio con ciertas características técnicas y es eficiente en la expansión de sus instalaciones y en su operación y mantenimiento. La empresa modelo, por lo tanto, establece la base contra la cual la empresa real tiene que medir su operación.
  31. 31. Redes Inteligentes (GD, FER, AE, AC, EE) Infraestructura de Sistemas de Información y Comunicaciones (DER=Fuentes de Generación Distribuidas) Google PowerMeter: “Software” de Monitoreo de Consumo de Energía en Hogares Microsoft Hohm: “Software” y Equipo de Monitoreo de Consumo de Energía en Hogares
  32. 32. Mecanismos de Regulación Para Limitar CO2 El “Cap-and-trade” combina un tope regulatorio sobre las emisiones de gases invernadero, con esquemas comerciales de mercado que funcionan como instrumentos financieros de “permisos” para producir estas emisiones (MDL). Un impuesto al carbono es una tasa impositiva al contenido de carbono en los combustibles — en la práctica un impuesto a las emisiones de dióxido de carbono ( CO2) producidas al quemar los combustibles fósiles. Un impuesto al carbono debe ser neutral respecto a los ingresos, lo que significa que muy poco (salvo los costos administrativos) de los ingresos por este impuesto deben ser conservados por el gobierno.
  33. 33. Precio del Carbono El Precio del Carbono : Es el que hay que pagar por la emisión de 1 tonelada de CO2 (equivalente) a la atmósfera. Económicamente, el precio del carbono es el costo social (o precio sombra) de evitar la emisión de una unidad adicional de CO2 equivalente. En la práctica, este precio muchas veces se iguala a la tasa del impuesto al carbono (si este existe) o al precio de los certificados o permisos de emisión. En el caso de existir estudios económicos sobre medidas potenciales de mitigación, el costo del carbono se puede estimar como la tasa de corte de los costos marginales de abatimiento correspondientes.
  34. 34. Incentivos a Renovables (1) A nivel mundial, sin duda alguna el enfoque más utilizado para el apoyo tarifario para las energías renovables es la denominada tarifa “feed-in”, en la cual los proveedores de electricidad están obligados a comprar electricidad generada por energías renovables a un precio tecnológico específico basado en la estimación de los costos del productor. El segundo enfoque consiste en establecer una tarifa preferencial basada en los costos evitados por el comprador. Aunque este sistema es económicamente racional (sobre todo porque el mercado decide sobre cuáles son las tecnologías que deben implementarse), tiene oposición entre quienes apoyan las energías renovables sencillamente porque a menudo la tarifa no da paso a las tecnologías de mayor costo.
  35. 35. Incentivos a Renovables (2) Un tercer enfoque consiste en que se fije una cantidad de energía renovable que las compañías distribuidoras están obligadas a comprar (usualmente como un porcentaje de sus necesidades totales), y aplicar penalidades significativas en caso de incumplimiento. Aunque este enfoque no es de mercado, puede tener una racionalidad económica si las metas se fijan sobre las estimaciones de la demanda de renovables que sea económicamente eficiente. El principal problema con este enfoque es que a menos que las cantidades se fijen por tecnología, quienes proponen alternativas de energía renovable de relativo alto costo (respecto a otras renovables) no serían escogidas.
  36. 36. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Situación Actual de la Regulación del Sector Eléctrico Peruano
  37. 37. Regulación de la Generación Operación en base a despacho por orden de mérito por costos de O&M de las unidades. Transacciones en el mercado mayorista en base al costo marginal del sistema. Desacoplamiento de los precios de los contratos. Pago de capacidad (potencia) separado del pago de energía; en base a Precio Base de la Potencia (unidad teórica de punta determinada administrativamente), la potencia firme de las unidades y el nivel de reserva/s establecido. Sistema de subastas (licitaciones públicas) de los requerimientos de potencia/energía de las distribuidoras (competencia por el mercado en contraposición de competencia en el mercado) Precio regulado de generación será un promedio de precios de subasta, precios de contratos “libres” y el precio en el mercado “spot.”
  38. 38. Precio Oferta 00 P Precio del Sistema D Demanda Curva de Demanda Curva de Oferta Despacho Económico por Orden de Mérito
  39. 39. Hidroeléctricas TV Carbón TV Residual TGas 65 US$/kW-año Define el Costo Marginal de Potencia Los precios incluyen el costo de la turbina + la conexión y el efecto del TIF y el MRFO 120 176 283 CMgP PRECIO BASICO DE LA POTENCIA DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN DE LA MAQUINA DE PUNTA COSTOS DE INVERSION DE LA MAQUINA DE PUNTA Y SU CONEXION Precio Básico de la Potencia
  40. 40. Sistema de Subastas de Suministro (1) La demanda prevista de los usuarios regulados, al menos para los próximos dos años, debe ser contratada en su totalidad por los distribuidores. Este suministro se puede establecer mediante: a) la contratación directa a un precio no mayor al de las tarifas de generación determinadas por el regulador, o b) contratos resultantes de subastas competitivas. Los contratos pueden ser hasta de 20 años. Los distribuidores podrán combinar sus demandas para participar conjuntamente en las subastas de suministro, y los grandes usuarios (de libre contratación) pueden solicitar incorporar sus demandas en una subasta de suministro. Los distribuidores deben llamar a las subastas de suministro con una anticipación no menor de tres años antes de los requerimientos de la demanda, y con una duración contractual de no menos de cinco años El regulador establecerá un precio máximo en cada subasta, sobre el cual ninguna oferta será aceptada. Este precio máximo se mantendrá en reserva. El regulador podrá modificar el precio máximo aceptable después de cada ronda si la subasta queda desierta.
  41. 41. Sistema de Subastas de Suministro (2) Los distribuidores podrán optar entre un procedimiento de “sobre cerrado” o un sistema electrónico de subasta de tipo “reloj descendente”. Las cantidades ofrecidas por los generadores (potencia y energía asociada) deben ser especificadas para cada mes del año, y no pueden reducirse en los años durante el período ofrecido . Las ofertas son aceptadas en orden ascendente de precios, de la más baja hasta la más alta que sea inferior o igual al precio máximo establecido, hasta copar la cantidad de energía requerida, o hasta que ya no haya más ofertas. A las ofertas ganadoras se les paga el precio ofertado (una subasta de precios discriminados). El precio máximo, que es mantenido en reserva, es hecho público en el caso de que la subasta es declarada total o parcialmente desierta (cuando el cien por ciento de la cantidad demandada no ha sido cubierta), y que al menos una de las propuestas haya ofertado un precio superior al precio máximo. Si las subastas son llamadas con una anticipación de más de tres años, los distribuidores recibirán un incentivo de pago, que será añadido al precio de suministro de las subastas y pasado a los consumidores. El incentivo no podrá ser superior a 3 % del precio resultante de las subastas. Aplicación de un “descuento” al precio ofertado por generación hidroeléctrica que participen en las subastas de suministro, en la comparación de precios con las otras tecnologías (básicamente la generación térmica).
  42. 42. Regulación de la Transmisión Plan de Transmisión Instalaciones Construidas por Agentes Fuera del Plan de Transmisión Instalaciones Sometidas a Licitación Instalaciones Construidas por Agentes, sin Licitación Contratos CTS (30 años) El CTS se asigna en proporción al “Beneficio Económico” que otorga la línea a los generadores y a los consumidores Cálculo de Costo Eficiente Sistema Complementario Remuneración por Contrato. La Tarifa se Fija con los Mismos Principios del Sistema Secundario de Transmisión
  43. 43. Criterios Planificación de la Transmisión Criterios Técnicos (Mínimos) de Desempeño (p.e. rango de tensiones; flujos máximos; estabilidad; etc.) Criterios Técnico-Económicos • Criterio de Salidas N-1 • Criterios Económico-Operativos Horas de Despacho No Económico (HDN) MWh de Flujos Interrumpidos (MFI) • Criterios Económicos de Beneficio y Costo El Valor Presente del Costo Total (VPCT) Valor Presente del Pago Anual de la Demanda por Energía (VPPD)
  44. 44. Metodología Planificación de la Transmisión Esta metodología involucra cuatro pasos: Formular adecuadamente el problema, en términos de Opciones, incertidumbres y Atributos. Crear una base de datos (conjunto relacionado de incertidumbres-opciones- atributos) y expandirla a efectos de obtener información representativa de un número importante de escenarios. Efectuar el análisis de trade-off. En caso de no encontrar soluciones robustas, complementar el análisis Trade-off con el análisis de minimizar el máximo arrepentimiento (Minimax). Nivel de demanda Ubicación de generadores Flujos de líneas Otras Costo Congestión Calidad Otros Nivel de tensión Ubicación de líneas Número de circuitos Otras Enfoque metodológico de solución de compromiso (“tradeoff”)
  45. 45. Remuneración de la Distribución La tarifa es determinada para una empresa teórica modelo que es comparada con las empresas de distribución reales (una combinación de Benchmark y Yardstick regulation) La tarifa es denominada Valor Agregado de Distribución (VAD) que considera: • Costos asociados al usuario, independiente del consumo • Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento por unidad de demanda suministrada • Pérdidas estándar de energía y potencia Costo estándar de inversión es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado
  46. 46. Regulación por VNR y COyM (VAD) VNR Empresas de Distribución VAD Final Determinación de Sectores Típicos COyM Empresas de Distribución Estudio de Costos del VAD Empresa ModeloTarifa Base VAD Constantes y Variables de Cálculo Ep FBP FEE Factores de Expansión de Pérdidas Factores de Coincidencia Factores de Contribución Horas de Utilización TmTm ≤≤ TIRTIR ≤≤ TMTM Ajuste VAD Ingresos Si No
  47. 47. aVNR = FR x VNR aVNR : Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo FR : Factor de Recuperación VNR : Valor Nuevo de Reemplazo i = tasa de actualización (actualmente 12%) n = tiempo de vida económica (por ejemplo 30 años) (1+i)n - 1 i (1+i)n FR = …..….... VNR aVNR aVNR aVNRaVNR Años 0 1 2 3 30 (para 12% el FR es 0,124144) Cálculo de la Anualidad del VNR
  48. 48. El Estado de la Distribución en Perú Estructuras y Gestiones muy Diversas Mercado de alta densidad, muy rentable, con gestión privada eficiente (Edelnor, Luz del Sur) Mercados de media densidad, rentables, con gestión pública eficiente (p.e. Distriluz, Seal, Electrosur Este) Mercados de baja densidad, poco rentables, con gestión pública no muy eficiente Mercados dispersos de muy baja densidad, no rentables, con gestión pública ineficiente Proyectos del MEM de expansión de servicio eléctrico rural, altamente subsidiados o con gestión muy deficitaria (p.e. Adinelsa)
  49. 49. Indicador de los Costos de Inversión y Explotación en Distribución Sector 1 Zona Urbana Alta Densidad Sector 2 Zona Urbana Media Densidad Sector 3 Zona Urbana Baja Densidad Sector 4 Zona Urbana-Rural Sector 5 Zona Rural Proyectos de Rural Electrificación El Problema de las Tarifas Rurales
  50. 50. Ley de Promoción de Renovables Energía Requerida: 5% de consumo nacional de electricidad y una tasa de crecimiento no menor a la del año anterior, menos la producción de energía del año anterior de las RERs adjudicadas (en las RERs adjudicadas no se cuentan las hidroeléctricas). Las subastas se realizarán con una periodicidad no menor a dos años. Las bases establecen porcentajes de participación de cada tipo de tecnología en la Energía Requerida. OSINERMIN establece la Tarifa Base (realmente tope) para cada tipo de tecnología. Adjudicaciones se hacen en orden de mérito (precio ofertado), separadamente para cada tipo de tecnología según porcentajes, hasta completar la energía requerida. Si no se logra cubrir porcentaje de una tecnología, se completa, proporcionalmente, con ofertas excedentes de otras tecnologías.
  51. 51. Primera Subasta de Renovables de Perú - 2010
  52. 52. Tendencias de la Regulación Energética ¿Tercera Generación de Reformas? Agenda Regulatoria / Recomendaciones
  53. 53. Establecer ”disparadores” de seguridad de suministro, en conjunto con metas de reserva “optimas” Reexaminar el pago por capacidad (pasar de un sistema administrado a uno que incorpore señales de mercado) “Afinar” el sistema de subastas de suministro, combinando señales de corto y largo plazo (p.e. duración de contratos no mayor a 10 años; obligación de contratar menor al 100%) Establecer portafolio “oficial” de proyectos de energías renovables y subastas “especiales” de estos proyectos Establecer un Grupo de Vigilancia del Mercado Eléctrico, independiente del regulador, el Estado y los agentes Recomendaciones Regulación Generación
  54. 54. La regulación por empresa teórica modelo parece estar llegando a su límite (es costosa y complicada). Hay que estudiar si una regulación más simple puede ser mas adecuada para capturar las mejoras en eficiencia productiva. Introducir en la regulación de la distribución las nuevas tecnologías: la generación distribuida; la administración de carga; las redes inteligentes; etc.) Avanzar en la regulación tarifaria de la generación con fuentes de energías renovables conectadas a las redes de distribución. Actualizar la tasa de retorno de referencia, considerando que las condiciones económicas y financieras han cambiado considerablemente en los mas de 15 años de la reforma. Recomendaciones Regulación Distribución
  55. 55. Definir la Política/Estrategia Nacional de Desarrollo Sectorial (y el uso de los recursos naturales energéticos) Aclarar el Rol Fundamental del Estado en el Sector (evitar/eliminar la confusión de los roles de promotor, planificador, regulador, fiscalizador y “empresario”) Consolidar la Independencia del Regulador (del gobierno y de los grupos de interés privados) Establecer Regulación para la Importación y Exportación Energética (¿dentro de un mercado regional?) Consolidar/Reestructurar la Regulación Sectorial (¿reformas de 3ra generación?) Recomendaciones Institucionales
  56. 56. La gobernanza corporativa (GC) de las Empresas Públicas (EPs) se refiere a las reglas que definen las relaciones entre una EP, el Estado como su propietario y la sociedad. La GC de la mayoría de EPs de los países en desarrollo es generalmente muy débil o inexistente en la práctica. Existen dos problemas fundamentales: (i) Los políticos y los oficiales de gobierno no actúan como accionistas normales que hacen sus inversiones de acuerdo a la rentabilidad esperada, sino que muchas veces presionan a la empresa pública para lograr metas no comerciales; y (ii) los gobiernos tienen que hacer frente a un conflicto de intereses al actuar tanto como regulador y definidor de políticas y como proveedor de servicios, lo que lleva muchas veces a actuar de forma mas o menos arbitraria en la formulación o la aplicación de las reglas, ya sea para proteger a las EPs o para lograr metas no comerciales. Gobernanza Corporativa de las Empresas Públicas
  57. 57. Recomendaciones Sobre Empresas Públicas Redefinir el rol del estado en la propiedad de las EPs en el sector eléctrico Redefinir el rol de FONAFE en las EPs del sector, principalmente en la gestión/gerencia de las mismas Selección de directores de las EPs independientes de la gestión pública Someter la fiscalización financiera de las empresas a auditoria independiente de la CGR Establecer un sistema mas ágil de supervisión de inversiones y contrataciones (en sustitución del SNIP y el OSCE) Difundir el accionariado, pero con un contrato societario con transferencia real de la gestión (y una política adecuada de reparto de utilidades)
  58. 58. Evaluación Ambiental Estratégica (1)
  59. 59. Evaluación Ambiental Estratégica (2)
  60. 60. Muchas Gracias por su Atención Composición: Vista de la Tierra de noche desde el espacio

×