MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO REGULADO MOR- V EDICION DEL CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA Cartagena de Indias, 19 al 23 de Noviembre de 2007

CONTENIDO Antecedentes y principios regulatorios. Análisis de la situación Actual. Experiencias Internacionales. Alternativas. Mercado Organizado Regulado

CONTENIDO Antecedentes y principios regulatorios. Análisis de la situación Actual. Experiencias Internacionales. Alternativas. Mercado Organizado Regulado 3

Modelo Vigente en Colombia Mercado Competitivo Mercado Regulado GCDT GCD GC GC GCDT GCD Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos) C DC GCD GC C DC GCD UNR UNR UNR UNR UR UR UR UR UR Elementos Críticos del Modelo Deficiencias en la contratación Asimetrías en la asignación de costos UR y UNR Universalización no resuelta Venta de energía 4

PRINCIPIOS Eficiencia Económica Suficiencia Financiera Estabilidad Neutralidad Transparencia Simplicidad Exigibilidad Consistencia Precios: Mercado Competitivo Recuperación de Costos Empresas y Usuarios No se otorgan ventajas particulares Disponibilidad de información Fácil comprensión y control Cumplimiento de las obligaciones Con los diferentes Mercados

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FÓRMULA TARIFARIA ACTUAL Resolución CREG – 031 de 1997 G: Generación T: Transporte O: Otros Cargos (CND/SIC , SSPD, CREG). Restricciones y Servicios complementarios D: Distribución al nivel de Tensión C: Comercialización. PR: Pérdidas reconocidas, según nivel de tensión.

El costo de las compras propias del comercializador para atender al usuario regulado (Bolsa y Contratos) Todas las transacciones en el Mercado Mayorista. (Bolsa y Contratos)

3. Situación Actual Tópicos estudiados: Mercado Mayorista Diferencias entre los mercados de contratos entre regulados y no regulados. Contratación de energía para el mercado regulado  

3. Situación Actual Mercado Mayorista Contratos de Mediano y Largo plazo Mercado Regulado: Convocatoria Pública Mercado No Regulado: Negociación libre

3. Situación Actual DIFERENCIA DE PRECIOS 13 $/kWh    Precios Promedio de Contratos de Largo Plazo Mercados Regulado y No Regulado $/kWh a octubre 2005

FACTORES EXPLICATIVOS Posibles factores explicativos de las diferencias: Volumen Distribución horaria de la demanda Duración Garantías

Distribución de la demanda negociada mediante contratos VOLUMEN Distribución de la demanda negociada mediante contratos Magnitud contratos ordenados de mayor a menor; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005

DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA Si se liquidan los contratos a precio de bolsa, la diferencia entre los precios regulados y no regulados es de $/kWh 1,07. Precio regulado: $/kWh 74,74 Precio no regulado: $/kWh 73,67 Es decir explica solo el 8% de la diferencia

DURACIÓN Mercado Regulado: precios - Duración Duración en meses; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005

GARANTÍAS

GARANTÍAS

Contratación de Energía para el mercado regulado Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)

Contratación de Energía para el mercado regulado Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)

Contratación de Energía para el mercado regulado Caquetá Pereira Distribución de compras por comercializador (No integrado)

Contratación de Energía para el mercado regulado Chivor Corelca Distribución de ventas por generador (No integrado)

Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996. Clara preferencia de compra-venta en comercializadores integrados con generación. Mercado residual para los agentes no integrados. Baja concurrencia en algunas convocatorias. Existe el riesgo de no contar con cobertura en los periodos críticos. Diversidad de contratos:poca liquidez y dificultad para su comparación. Altos costos de transacción El mecanismo no es anónimo Suministros parciales y no estandarización de contratos

Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996. No fija un plazo mínimo para la preparación de las propuestas. No establece reglas claras para la declaración de desierto de una convocatoria. No fija un esquema de garantías para las partes.

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MECANISMOS DE TRASLADO Precio fijado por el regulador Precio de Mercado Spot Organizado Bilateral

PRECIO REGULADO – CRITERIOS EXPERIENCIA INTERNACIONAL Período de vigencia Estacionales (invierno y verano) Anuales, semestrales Criterio de Fijación de precios para el usuario Precios o costos proyectados Precios o costos históricos Criterio de reconocimiento de costos al generador Factor de Ajuste Fondos de compensación

PRECIO REGULADO EXPERIENCIAS INTERNACIONALES - PERU Periodo de Vigencia: Semestral (En el 2004 pasó a anual) Criterio de fijación de precios para el usuario: Costos: Combinación de: Históricos: los últimos 12 meses Proyección: para los próximos 24 meses. La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 10% del precio promedio del mercado libre Criterio de reconocimiento de costos al generador: No hay fondo de compensación. Recibe el precio de barra. Costo marginal Mediante la Ley 28447, publicada en el diario oficial el 30 de diciembre de 2004 se hicieron los siguientes cambios: El periodo de estudio, que tenía un horizonte de 48 meses, a partir de la fecha indicada (2004) abarcará 36 meses, de los cuales 24 miran hacia adelante y 12 hacía atrás, teniendo como fecha de referencia el 31 de marzo de cada año. El periodo de vigencia deja de ser semestral y ahora es anual.

PRECIO REGULADO EXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Argentina Periodo de Vigencia: Estacional Criterio de fijación de precios para el usuario: Costos: Históricos Criterio de reconocimiento de costos al generador: Fondo de compensación. Actualización: trimestral

PRECIO REGULADO EXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Ecuador Período de vigencia Revisión anual. Criterio de Fijación de precios para el usuario Costos proyectados para 4 años. La tarifa se ajusta en el caso que alguno de los componentes de la tarifa varíe +/- 5% Criterio de reconocimiento de costos al generador No hay mecanismo de compensación establecido. El recaudo de la prioridad de pagos dispuesta por el Fondo de Solidaridad. El problema es el de la distribuidora. (el riesgo) Real Usuario

PRECIO REGULADO EXPERIENCIAS INTERNACIONALES – CHILE: Antes de la reforma Periodo de Vigencia: Fijados cada 6 meses Criterio de fijación de precios para el usuario: Proyección: costos marginales del sistema para los próximos 48 meses. Poseen fórmulas de indexación asociadas con el tipo de cambio y el costo de los combustibles, IPM. La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 5% del precio promedio del mercado libre. (hoy +/- 30%) Criterio de reconocimiento de costos al generador: No hay ajustes. El generador vende al distribuidor a precio de nudo. Criterio de fijación de precios para el usuario: Entre los generadores las transferencias se realizan a costo marginal. En general, los precios de nudo son superiores al costo marginal. Periodo de transición hasta el 2008: si no hay contratos entre generadores y distribuidores, la energía se valora a costo marginal; el usuario paga al precio de nudo y la diferencia (+ ó -) se traslada al usuario final. Para el caso de las distribuidoras que no tienen contratos (8% demanda nacional). En períodos intermedios próximos a la entrada en actividad de una central hidroeléctrica los costos marginales son superiores al precio de nudo. Esto se explica debido a que el promedio de los costos marginales de más largo plazo incluidos en el precio de nudo implican una mayor influencia de la nueva central sobre los precios de nudo que sobre los costos marginales. En caso contrario, después de la entrada en actividad de una gran central, el precio de nudo tiende a ser superior a los costos marginales. Criterio de reconocimiento de costos al generador: La banda con la que se ajusta el precio medio-teórico estimado con la metodología de cálculo de los precios de nudo respecto del precio de mercado se amplió desde +/- 5% a un rango variable, con un máximo de +/- 30%. La amplitud de la banda es determinada por la magnitud de la diferencia entre el precio medio de nudo básico y el precio medio de mercado.

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Precio fijado por el Regulador ALTERNATIVAS Precio fijado por el Regulador Precio de Mercado Bolsa Organizado Bilateral

PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR Precios estacionales de invierno y verano Estudio basado en las siguientes variables: ·  El comportamiento de los precios históricos en bolsa. ·  Demanda proyectada para la estación ·  Oferta (en caso de entrar alguna nueva planta en el periodo estacional) ·  Costos de combustibles ·  Precios del mercado no regulado ·  Expectativa hidrológica Fondo de compensación

PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR 34

Promedio del año anterior: para suavizar la señal al usuario. PRECIO DE BOLSA Promedio del año anterior: para suavizar la señal al usuario. Requiere mecanismo de ajuste que cubra diferencias entre costo real de bolsa y costo trasladado al usuario.

En situaciones críticas se transfiere la volatilidad al usuario PRECIO DE BOLSA En situaciones críticas se transfiere la volatilidad al usuario

Contratos de largo plazo PRECIO DE MERCADO El precio a trasladar en la tarifa al usuario regulado es el resultado de la gestión en compras de energía del comercializador en: Contratos de largo plazo Mercado Organizado Regulado - MOR Subasta Bilateral

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Mercado Organizado Regulado Participación obligatoria y centralizada de la demanda Participación voluntaria de la oferta Transacciones Anónimas Características Contratos financieros estandarizados Respaldado con garantías Los comercializadores de demanda no regulada pueden participar en subasta simultánea Incluye un Mercado Secundario para ajuste de posiciones

El Producto Usuarios Regulados (68% de la demanda) Pequeños consumidores sin medición horaria Papel pasivo del comprador en la subasta Usuarios No regulados (32% de la demanda) Grandes consumidores con medición horaria Participación activa del comprador en la subasta

Descripción del producto Los vendedores ofertan por un % de la demanda regulada. El vendedor que gane por ejemplo 10% del mercado tiene una obligación de servir el 10% de la demanda regulada en cada hora. Las desviaciones entre la demanda horaria y la energía despachada son liquidadas al precio spot. (o el precio de escasez si llega a ser superado) Contrato pague lo demandado

Cobertura de precios a usuarios regulados Old market New market >$500 >$500 Firm energy market Price risk Full price hedge Bilateral energy contracts and spot market Little market power Market power $260 High transaction costs Low transaction costs Organized Regulated Market (MOR) $0 $0

Tipos de contratos utilizados

Tipos de contratos utilizados

Conclusion: Un solo tipo de consumidor

Conclusion: 2-year contracts, starting in January are most common.

Mercado Organizado Regulado, Producto Demanda regulada agregada de todos los comercializadores C1 C2 C3 El Producto Contrato: Pague lo demandado Cantidad contratada: % de la demanda horaria Tamaño del lote: 0.1 % Duración de la obligación: 2 años Frecuencia de la contratación: Trimestral.

PROPUESTA DE PERIODICIDAD DE LA SUBASTA 12 10 En cada año se contrata el 50% de la demanda de los dos próximos años Las subastas se realizan cada 3 meses Con diferentes periodos de planeación Precio único de cierre en cada subasta Al usuario se le traslada el promedio del precio obtenido en las 8 subastas

Mercado Organizado Regulado: La subasta Tipo de subasta: De reloj descendente, simultánea Mecánica: El Subastador anuncia precio de inicio Los Vendedores declaran cantidades Se determina el exceso de oferta El subastador reduce el precio El proceso continua hasta que las cantidades ofertadas igualan la demanda La subasta incluye un producto para la demanda no regulada

Subasta de reloj descendente Price starting price Curva de oferta agregada $120.0 = P0 exceso de oferta Ronda 1 P1 P2 Ronda 2 P3 Ronda 3 P4 Ronda 4 P5 Ronda 5 $61.7 = P6 $60.0 = P6’ Precio de cierre Demanda Cantidad

Approx. precio de mercado $50 $75  50% sobre el precio de mercado  40% sobre el precio de mercado $70  20% sobre el precio de mercado $60 Demanda Regulada Approx. precio de mercado $50 0.0% 10.0% 12.5% Cantidad Demand objetivo

Participación de la Demanda No Regulada Se propone desarrollar un producto para el mercado no regulado, que se subastaría simultáneamente al producto del mercado regulado, así: Los interesados participan voluntariamente. El producto a subastar es la demanda esperada horaria remitida por los interesados. Las desviaciones entre la demanda real y la demanda esperada horaria se liquidan a precio de bolsa. En forma similar al mercado regulado se asignan porcentajes de la demanda agregada a los oferentes. Los vendedores pueden ofertar libremente en ambos productos.

Esquema de Transición MOR MOR 2007 2008 2009 2010 2011 1ª, Etapa Transición a MOR MOR y contratos MOR 1ª, Etapa 2ª, Etapa 3ª, Etapa 1/8 1/8 MOR 1/8 1/8 100% 1/8 MOR 1/8 1/8 ~ 20% 1/8 2007 2008 2009 2010 2011 Primer contrato MOR despachado Primera subasta Bolsa Contratos

MUCHAS GRACIAS !!! 54