VIII Reunión Anual Ibero-americana de Reguladores de Energía VIII Reunião Anual Ibero-americana de Reguladores de Energia Garantía de Suministro en el Sistema Eléctrico de Uruguay Carlos Costa URSEA - Uruguay

Garantía de Suministro en el Sistema Eléctrico de Uruguay Resumen: – El nuevo marco institucional uruguayo – El mercado de contratos – La garantía de suministro – Los contratos de importación – La reserva nacional

El sector eléctrico uruguayo antes de la ley de Marco Regulatorio Eléctrico (N° , de 1997) TRASMISIÓN GENERACIÓN DISTRIBUCIÓN UTE: EMPRESA VERTICALMENTE INTEGRADA USUARIOS SALTO GRANDE SALTO GRANDE GENERACIÓN DE LA REGIÓN GENERACIÓN DE LA REGIÓN

La nueva organización del sector eléctrico MERCADO MAYORISTA GENERADOR DE LA REGIÓN GENERADOR DE LA REGIÓN OTRA GENERACIÓN URUGUAYA OTRA GENERACIÓN URUGUAYA SALTO GRAND E SALTO GRAND E UTE GENERADOR UTE GENERADOR UTE DISTRIBUIDOR GRANDES CONSUMIDORES TRASMISIÓN CONSUMIDORES REGULADOS

Principios generales Separación entre la regulación y la actividad empresarial del Estado Competencia en donde es posible: generación y comercialización; Régimen de servicio público para la trasmisión y distribución; Regulación transparente de tarifas y calidad en trasmisión y distribución Libre acceso a las redes para productores y consumidores. Segregación vertical contable en UTE

Objetivos Asegurar el suministro con el mínimo costo posible y con un adecuado nivel de calidad Promover el desarrollo eficiente y sustentable del sector eléctrico Promover los intercambios internacionales de manera de que los consumidores uruguayos accedan a la energía de la región a precios competitivos Disponer de un adecuado respaldo de generación en territorio nacional

Instituciones y roles Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) – Define la política en materia de energía eléctrica – Fija tarifas a consumidores regulados y los peajes de trasmisión y distribución – Autoriza la nueva generación y los contratos de importación y exportación – Otorga concesiones de distribución y trasmisión Administración del Mercado Eléctrico (ADME): Dos funciones principales: – Operación del sistema, a cargo del Despacho Nacional de Carga (DNC) – Administración comercial del MMEE, que incluye cálculo de precios, y transacciones spot, y de requerimientos de garantía de suministro Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua (URSEA): controla el cumplimiento del marco regulatorio

Quiénes actúan en el MMEE Generador: Vende energía al distribuidor o a grandes consumidores o la exporta. Distribuidor: Compra energía en el MMEE para abastecer a los consumidores regulados. Actúa en condiciones de monopolio natural y vende a tarifas reguladas, fijadas por el PE. Gran consumidor: quien contrata potencia mayor o igual a 250 kW y opta por dejar de comprar al distribuidor para adquirir energía en el MMEE. Comercializador: compra o vende energía para uno o más agentes.

Funcionamiento del MMEE Despacho económico en base a costos variables de generación Mercado spot: mercado de intercambios ocasionales, donde se compra y vende energía a un precio que varía hora a hora Mercado de contratos: de suministro o de respaldo Servicios auxiliares, que incluyen la gestión del control de tensión, la reserva operativa, restricciones de transporte, costos de arranque y parada de unidades, y la reserva fría, con ofertas de generación o consumo y lista de mérito

Servicio de trasmisión El trasmisor opera y mantiene las redes recibiendo una remuneración regulada. Libre acceso a la capacidad no contratada de las redes por parte de consumidores y productores, con pago de peaje. Ampliaciones: se distinguen las de beneficio general y las a riesgo de los solicitantes Remuneración: En base al valor nuevo de reposición de las instalaciones. Se recauda a través de: – Ingreso tarifario por diferencias de precios nodales – Cargos de peaje Cargos por localización (parte adaptada) Cargos por potencia (estampillado) – Cargos de conexión

Servicio de distribución Dos servicios diferentes Servicio de redes – Poner a disposición las redes de distribución para el transporte de energía eléctrica – Efectuar la medición de la potencia y energía consumida por los usuarios Servicio de comercialización a consumidores regulados – Compra de energía en el mercado mayorista – Suministro de energía a los suscriptores – Facturación, cobro y atención al cliente Remuneración: Reconoce costos de distribución de una empresa eficiente (VADE)

Mercado Mayorista de Energía Eléctrica en Uruguay: El mercado de contratos

Mercado de contratos a término Quién contrata: generadores, distribuidor, grandes consumidores, comercializadores Contratos de suministro y de respaldo Son herramientas financieras usadas para reasignar riesgos y comprometen potencia firme – Reducen el riesgo de los consumidores – Reducen el riesgo de la inversión en generación Pueden celebrarse con generadores nacionales o extranjeros

Contratos de suministro Compromisos financieros de entrega de una cantidad preacordada de energía a un precio prefijado (no son de ejecución física pero requieren el compromiso de potencia firme). No se consideran en el despacho Realización obligatoria: – Grandes consumidores: el 50% de la demanda – Distribuidor: 80% para la demanda cautiva 50% para potenciales grandes consumidores

Contratos de respaldo Un generador compromete potencia firme de largo plazo y energía asociada a un consumidor o a otro generador, que al ser convocada (en forma explícita o implícita) resulta generando para el comprador. Contratos de respaldo de importación Contratos de respaldo sin precio de energía asociada (precio spot)

Mercado Mayorista de Energía Eléctrica La garantía de suministro

Seguridad de suministro Objetivo: Asegurar la existencia de suficiente capacidad de generación disponible para evitar los racionamientos, aún en años secos. Soluciones implementadas en distintos sistemas – Planificador decide y construye o licita contratos con IPP – Existen pagos regulados por la capacidad disponible, que atraen inversión en nueva generación Pagos por potencia fijos (Argentina) Pagos según probabilidad de falla (primer modelo en Inglaterra) – Planificador impone obligación de contratar: Es la solución adoptada en Uruguay

Mecanismos del RMM Obligación de cubrimiento anticipado de un porcentaje de la demanda (con generación firme local o extranjera) Grandes consumidores: 70% Distribuidor: – 90% por los consumidores cautivos – 70% por los potenciales grandes consumidores La parte no cubierta con contratos de suministro puede cubrirse con contratos de respaldo Anticipación: horizonte de 8 años para consumidores cautivos y un año para el resto Reserva anual: el sistema llama a licitación para contratar el respaldo faltante

Potencia firme de un generador Para comprometerse en contratos, un productor debe contar con potencia firme: – Es la energía que se puede suministrar en forma segura en las horas en que es más necesaria para el sistema. El productor puede aumentar la potencia firme de su central con contratos de respaldo con otras centrales En la importación, URSEA verifica la firmeza con el operador del otro país Autoproductor: puede disponer de excedentes firmes si tiene más capacidad instalada que la necesaria para su consumo

Potencia firme (cont.) En forma segura – Para una central térmica, depende del porcentaje de tiempo en que típicamente está fuera de servicio – Para el conjunto de las hidroeléctricas, se considera la energía generable con probabilidad de más del 95% (teniendo en cuenta la aleatoriedad de los aportes) y luego se realiza la asignación de esa energía entre las distintas centrales, considerando escenarios de similar probabilidad de excedencia para todas ellas. Horas en que es más necesaria: depende de la curva de carga de la demanda – Horas fuera de valle en los días hábiles (p.ej. 7 a 24) – Algunas horas en fines de semana y feriados

Reserva nacional Anualmente y con anticipación de tres años, el Poder Ejecutivo fija el objetivo de respaldo nacional (generación instalada en Uruguay) para los seis años siguientes Si la generación instalada, con contrato, no es suficiente para alcanzar ese objetivo, la ADME llama a licitación para cubrir el faltante. Puede presentarse generación nueva (a instalarse) y generación existente sin contrato El adjudicatario cobra el precio del contrato por la potencia y vende la energía en el mercado spot El costo del contrato lo pagan todos los consumidores, a través del Servicio de Reserva Nacional Si el faltante es muy importante, el Poder Ejecutivo puede definir que la siguiente licitación del distribuidor se realice entre unidades instaladas o a instalar en el país.

Contratos de importación Deben ser aprobados por el MIEM El Regulador verifica – Potencia efectiva de las unidades comprometidas – Firmeza de la potencia en la interconexión internacional Tienen los mismos derechos y obligaciones que los contratos locales En los contratos de importación, – los costos variables considerados para el despacho son los ofertados diariamente por el generador, en el nodo de importación, con los otros cargos del SIN – si el compromiso se cumple desde el spot uruguayo, el importador paga un spot incrementado (Dec. 299/003)

Intercambios internacionales: Principios generales Se promueve el uso eficiente de las interconexiones existentes para que los consumidores accedan a energía de bajo costo de la región y para colocar excedentes de generación local. Se permite iniciativa privada para la construcción de nuevas interconexiones, con procedimientos de adjudicación transparentes y separación del rol del trasmisor y de los promotores de la interconexión. Se permite a los consumidores uruguayos comprar a generadores uruguayos y extranjeros en igualdad de condiciones, de forma que la competencia resulte en el mejor precio.

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Ejemplo de despacho con contratos Balance Positivo: SG = , RN = Balance Negativo: CB = 4.400, Gen 2 = 400, CTR = 8.000, Dem = Despacho: SG = 800, RN = 400, Gen 1=10, CB = 90, Gen 2 y CTR: apagados Demanda 1300 MWh Dem contratada= 900 MWh Dem no contr.= 400 MWh CTR 200 MW Contr Gen 2 10 MW Contr C.Batlle 200 MW Contr Gen 1 10 MW Contr Río Negro 400 MW Contr 280 MW Salto Grande 800 MW Contr 200 MW 5 US$/MWh 10 US$/MWh 20 US$/MWh 40 US$/MWh 60 US$/MWh 80 US$/MWh Precio spot: 40 US$/MWh Transacción spot: US$