Argentina

Generación

Resumen de los Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos que Aseguran la Expansión

Existe un mercado spot y de contratos, y una serie de mecanismos administrados por el gobierno para la expansión del sistema.

Estructura Empresarial en el Sector

Múltiples empresas de generación. La mayor parte de la producción hidráulica es de empresas estatales.

Mercado Spot

El precio spot resulta del costo marginal, con topes resultantes de resoluciones administrativas. El costo reconocido es el de las máquinas empleando gas natural, aun si emplean combustible líquido alternativo más costoso.

Comercio Internacional de Energía

Existe comercio spot con Brasil y Uruguay. Las importaciones spot desde Brasil han sido de importancia para el abastecimiento en 2007.

Mercado de Generación para Clientes Regulados

Las distribuidoras compran energía al precio spot estabilizado estacional. Existe un fondo de estabilización destinado a evitar que las fluctuaciones del precio spot se trasladen íntegramente y de inmediato a las tarifas.

Mercado de Generación para Clientes Libres

Existen tres categorías de acuerdo al tamaño; se puede acceder al mercado con una demanda mayor o igual a 30 kW. En 2006 se estableció el Servicio Energía Plus, por el que los grandes usuarios quedaron limitados en su capacidad de contratar con la generación existente a la cantidad de energía demandada por ellos en 2005, debiendo contratar energía adicional para cubrir el excedente.

Remuneraciones a la Capacidad de Generación

Remuneración de la Base de Potencia a Generador, que remunera la disponibilidad para operar en las horas de remuneración de la potencia (hrp), en forma independiente del despacho real. Las centrales hidroeléctricas reciben una remuneración por su requerimiento medio simulado en todas las hidrologías; las centrales térmicas por su requerimiento máximo simulado.

Insumos para la Generación

Argentina emplea gas natural local en la generación. Hasta 2004 el país era un exportador importante de gas. A partir de ese año, problemas de producción y transporte han obligado a limitar el uso en la generación y a importar desde Bolivia y GNL. Existe un amplio potencial hidroeléctrico sin explotar.

Incentivos a la Generación Renovable No Convencional

No tiene.

Planificación de la Generación

El Estado ha intervenido a partir de 2002 en el desarrollo de proyectos de generación propios, proyectos con capitalización de deudas del mercado con generadores privados y realizando licitaciones para que el sistema alquile centrales o adquiera energía a privados.

Costo de Falla

No tiene.

Transmisión Argentina

Mecanismos de Expansión de la Red

Existen obras impulsadas por el Gobierno Nacional y Jurisdicciones Provinciales que pueden solicitar ampliaciones financiando el 30% del valor de la obra. Por otro lado, la normativa contempla la expansión del sistema a partir de la iniciativa de los agentes, a través de acuerdos entre partes (las que pagan las obras) y concurso público (pagadas por los agentes que sean reconocidos como beneficiarios).

Remuneración de la Red

Las ampliaciones en período de amortización, ejecutadas por licitación luego de la privatización de 1992, reciben el canon anual solicitado por el adjudicatario. El equipamiento amortizado, es decir, las instalaciones concedidas en la privatización a Transener, reciben ingresos definidos en su contrato de concesión:

• Remuneración por Energía Eléctrica Transportada: monto fijo anual, promedio del valor de las pérdidas de la energía transportada.
• Remuneración por Capacidad de Transporte: cargo mensual por línea según su disponibilidad.
• Remuneración por Conexión.

Cargos por Uso de la Red

La Recaudación Variable Total por Energía Eléctrica Transportada (RVT) resulta de las diferencias entre los precios spot de la energía y la potencia. Existe un cargo por conexión para los equipamientos de conexión, en proporción a la potencia del agente. También un Cargo Complementario en función de su participación marginal en el uso de cada equipamiento del Sistema de Transporte.

Distribución Argentina

Compra de Energía en el Mercado Mayorista

Aproximadamente el 75% de la energía distribuida en el país es vendida por el distribuidor. El distribuidor tiene obligación de suministrar energía a tarifa regulada a un cliente libre potencial que opta por no adquirir la energía en el mercado. Los distribuidores no quedan sujetos a riesgo financiero ni a pérdidas por sus compras en el mercado mayorista a precios spot estabilizado estacional.

Mecanismo de Remuneración

Bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur y Edelap), las revisiones tarifarias fueron suspendidas por la Ley 25.561 de emergencia económica de 2002, que congeló y pesificó las tarifas. Luego de las negociaciones realizadas posteriormente por las empresas y la UNIREN, se firmaron acuerdos ratificados por el Poder Ejecutivo que concedieron aumentos, a la espera de la realización de las «revisiones tarifarias integrales». Antes de 2002, los costos reconocidos en las tarifas debían responder a una empresa que opere en forma eficiente, procurando la prestación del servicio en condiciones de calidad objetivo determinadas previamente.

Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones

El distribuidor debe presentar al regulador (ENRE) su propuesta tarifaria. El regulador debe contratar un grupo consultor independiente que efectúe una propuesta alternativa. El cuadro tarifario resultante vale por 5 años, con indexación.

Brasil

Generación Brasil

Resumen de los Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos que Aseguran la Expansión

Tanto las distribuidoras como los grandes consumidores tienen obligación de contratar el 100% de su demanda con generación que cuente con garantía física de suministro. Existe una planificación centralizada a cargo de la EPE. Se realizan subastas centralizadas reguladas para abastecer a los distribuidores en contratos de largo plazo.

Estructura Empresarial en el Sector

Múltiples empresas de generación. La mayor parte de la producción hidráulica es de empresas estatales.

Mercado Spot

El precio spot PLD resulta del costo marginal de los modelos computacionales, con topes inferior y superior (9.1 y 335 US$/MWh aproximadamente). Los generadores hidráulicos comparten su riesgo de cantidad generada en el Mecanismo de Realocação de Energia (MRE).

Comercio Internacional de Energía

No es significativo para el abastecimiento. Existe un contrato de importación desde Venezuela (a Boa Vista, no interconectada) y exportación interrumpible a Argentina y Uruguay.

Mercado de Generación para Clientes Regulados

Las distribuidoras deben cubrir el 100% de su demanda con contratos que resultan de subastas realizadas periódicamente por las autoridades, con una antelación de uno, tres o cinco años al inicio del suministro (contratos A-1, A-3 y A-5, respectivamente). En las subastas A-3 y A-5 participan las centrales nuevas.

Mercado de Generación para Clientes Libres

Consumidores con demanda superior a 3 MW y fecha de conexión a la red posterior al 8 de julio de 1995, y los conectados anteriormente con tensión mayor o igual a 69 kV, pueden comprar su energía a cualquier suministrador. Los consumidores con demanda superior a 500 kW pueden comprar a generadores de fuente incentivada (pequeñas centrales hidráulicas, térmicas a biomasa o eólicas).

Remuneraciones a la Capacidad de Generación

No existen remuneraciones a la capacidad de generación.

Insumos para la Generación

Gran potencial hidroeléctrico, en parte ubicado en regiones alejadas. Se importa gas natural de Bolivia (30 Mm³/día) y se están construyendo dos proyectos de regasificación de GNL por aproximadamente 15 Mm³/día. Existen grandes yacimientos submarinos de gas por explotar.

Incentivos a la Generación Renovable No Convencional

El programa Proinfa pondrá en operación 3300 MW, generando 12000 GWh al año, lo que representa el 3.6% del consumo anual del país. La energía es comprada en contratos de 20 años por Eletrobrás, luego de licitaciones.

Planificación de la Generación

Es determinativa para las centrales hidráulicas y es realizada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

Costo de Falla

El costo de déficit (R$/MWh) varía según el porcentaje de falla:

• Entre 0% y 5%: 944,51 R$/MWh
• Entre 5% y 10%: 2.037,61 R$/MWh
• Entre 10% y 20%: 4.257,97 R$/MWh
• Mayor a 20%: 4.838,69 R$/MWh

En la operación se emplean criterios de seguridad adicionales (curva de aversión al riesgo, niveles meta de embalses).

Transmisión Brasil

Mecanismos de Expansión de la Red

La ampliación del sistema de transmisión troncal se decide mediante planificación centralizada y la ejecución de las obras es concedida mediante licitaciones.

Remuneración de la Red

Para las instalaciones existentes, se remunera la depreciación de los activos brutos, más una rentabilidad regulada sobre activos líquidos y un costo operativo eficiente estándar. Para las instalaciones nuevas, el valor del ingreso anual permitido (RAP) de la transportista es el que resulta de la propuesta ganadora en la subasta en que se elige al transportista, el cual se paga por 30 años, con ajustes de acuerdo al contrato de concesión.

Cargos por Uso de la Red

Para la red básica de interconexión, la remuneración de generadores y cargas se calcula a partir de los costos marginales de largo plazo que una inyección o extracción de 1 MW, respectivamente, ocasionan en la red. A esto se suma una parcela de ajuste por MW de potencia para todos los usuarios, destinada a cubrir faltantes respecto a los ingresos regulados del transportista.

Distribución Brasil

Compra de Energía en el Mercado Mayorista

Dado que provienen de subastas (leilões) en el ambiente regulado, los costos en el mercado mayorista son trasladables a las tarifas. Se admite a los distribuidores el traslado a las tarifas de hasta un 3% de energía contratada por encima de su demanda. Si la sobrecontratación es mayor al 3%, no se reconoce el exceso.

Mecanismo de Remuneración

La remuneración de activos en la segunda revisión tarifaria se estructura de la siguiente manera:

• Se tomó el monto de la base de remuneración aprobada en el primer ciclo de revisión tarifaria (2003-2004), la cual fue “blindada”.
• De la base blindada se eliminaron las bajas de activos.
• Los valores del primer ciclo fueron actualizados por el IGP-M, un índice de precios mayoristas.
• Se corrigió por depreciación.
• Las inclusiones de activos se valoraron a precios de mercado “adaptados”, tomados de una base de precios estándar, y se aplicaron índices de aprovechamiento que reflejan el grado de sobredimensionamiento.

Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones

La Revisión Tarifaria ocurre cada cuatro años. En el período entre revisiones, las tarifas son ajustadas por el IGP-M (índice de precios mayoristas).

Colombia

Generación

Resumen de los Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos que Aseguran la Expansión

Los incentivos a la inversión provienen del mercado spot, de los contratos y del cargo por confiabilidad que se concede mediante subastas.

Estructura Empresarial en el Sector

Múltiples empresas de generación. El Estado y los municipios poseen el 35% de la capacidad de generación.

Mercado Spot

El precio de bolsa (spot) es igual al costo marginal, basado en ofertas libres de precio de los generadores, con un límite superior en el Precio de Escasez (en junio de 2008 fue de 329.74 pesos por kWh, equivalente a aproximadamente 164.87 US$/MWh).

Comercio Internacional de Energía

Existe una interconexión de 250 MW con Ecuador, la cual se está ampliando y permite comercio spot. También hay una interconexión de aproximadamente 300 MW con Venezuela, con intercambios esporádicos.

Mercado de Generación para Clientes Regulados

Los clientes regulados son abastecidos por comercializadores elegidos libremente. Los precios trasladables a tarifas están regulados e incentivan al comercializador que compra a menores precios. Los contratos de compra de los comercializadores deben resultar de convocatorias públicas.

Mercado de Generación para Clientes Libres

Clientes con carga mayor a 100 kW o consumo mayor a 55 MWh al mes, eligen comercializador y pactan precios libremente. El 33% de la demanda corresponde a clientes libres. La mayor parte del mercado la tienen los generadores-comercializadores.

Remuneraciones a la Capacidad de Generación

Cargo por confiabilidad concedido a través de subastas. Con cuatro años de antelación se asignan las Obligaciones de Energía Firme (OEF), que representan una obligación de suministro cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez. Las OEF se pagan al generador al precio de la subasta.

Insumos para la Generación

El país posee gas natural, carbón y un amplio potencial hidroeléctrico. El abastecimiento de gas estará limitado en el corto plazo por la capacidad de transporte y suministro.

Incentivos a la Generación Renovable No Convencional

Existen incentivos para proyectos que se desarrollen en áreas rurales no interconectadas.

Planificación de la Generación

La planificación es indicativa, realizada por la UPME y el Centro Nacional de Despacho.

Costo de Falla

Oscila entre 0.31 y 1.97 US$/kWh aproximadamente, según la profundidad de la falla y el tipo de consumo.

Transmisión

Mecanismos de Expansión de la Red

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) es la entidad encargada de la planeación determinativa, adoptada por el Ministerio de Minas y Energía. Las nuevas obras se ejecutan por licitación pública, donde cualquier inversionista puede ofertar. El transportador ganador es remunerado por un período de 25 años según su oferta.

Remuneración de la Red

Para los activos existentes al 31 de diciembre de 1999, la remuneración de la inversión se basa en el Valor de Reposición a Nuevo (VRN), utilizando costos unitarios estándar, más un 2.5% o 3% por gastos de administración, operación y mantenimiento. Para los activos de convocatoria (construidos mediante convocatorias públicas internacionales), el ingreso propuesto por el transportador adjudicatario se mantiene durante 25 años.

Cargos por Uso de la Red

Los comercializadores pagan un “cargo estampilla” nacional, con diferenciación horaria por período de carga, que permite remunerar la totalidad del Ingreso Regulado de los transportadores. Este cargo es asumido por la demanda en la tarifa de energía. Los generadores no pagan cargos por concepto de Uso del STN.

Distribución

Compra de Energía en el Mercado Mayorista

La efectúan comercializadores separados contablemente de los distribuidores. Se permite al comercializador trasladar los costos de compra mediante contratos, aplicando una señal de eficiencia al comparar los costos propios con el costo promedio de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado.

Mecanismo de Remuneración

Los ingresos del distribuidor por los sistemas de niveles 1, 2 y 3 (tensión menor a 57.5 kV) se determinan por un mecanismo de price cap, con un cargo máximo unitario por unidad de energía distribuida. Para el nivel 4 (tensión mayor a 57.5 kV) se determina un ingreso máximo dadas las instalaciones reales del distribuidor a valor de reposición estándar. El cargo máximo eficiente para cada tipo de instalación resulta de considerar la distribución de costos medios por unidad de energía distribuida de todos los distribuidores, para instalaciones del mismo tipo, y tomar el valor que deja por debajo al 57% de la probabilidad de dicha distribución.

Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones

Los estudios son realizados por la CREG cada 5 años, y son sometidos a comentarios de las empresas. Una vez definidas las valoraciones definitivas de los activos, las empresas realizan los inventarios de instalaciones, supervisadas por auditores autorizados por la CREG. En caso de discrepancias, existe el recurso de reposición frente a la CREG y, finalmente, la justicia ordinaria.