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Curso Avanzado en Regulación
Del Sector Eléctrico
Curso 3
MÓDULO N° 3: POLÍTICAS SECTORIALES, LICITACIONES Y COMERCIO INTERNACIONAL
Autor: Mario Ibarburu
Comisión de Integración Energética Regional, CIER Blvr. Artigas 1040 11300 Montevideo, Uruguay Teléfono: (+598-2) 7095359 – 7090611 Fax: (+598-2) 7083193 La propiedad intelectual del material pertenece a la CIER. Se preparó con el aporte voluntario del autor, por lo que la CIER agradece oficialmente la contribución de conocimientos y experiencias volcadas en este documento. Reservados todos los derechos. No se permite la reproducción total o parcial de este módulo, ni la transmisión por cualquier medio, sin el permiso previo y por escrito de los titulares.
ÍNDICE
Introducción ................................................................................. ¡Error! Marcador no definido.
Objetivos ..................................................................................................................................... 7
Guía de Estudio .......................................................................................................................... 7
Mapa conceptual ........................................................................................................................ 8
Desarrollo de contenidos ............................................................................................................ 9
Resumen .................................................................................................................................. 49
Bibliografía ................................................................................................................................ 52
Introducción
Cuando en un país las actividades del sector eléctrico son realizadas principalmente o
en gran parte por empresas de propiedad estatal, la incidencia de las autoridades
públicas en la generación eléctrica es directa y evidente. Esta fue la situación en gran
parte de los países de CIER en el pasado y la que existe actualmente en algunos de
ellos, por ejemplo Costa Rica, Ecuador, Bolivia, Paraguay, Venezuela y Uruguay.
La privatización o la entrada de capitales privados al sector eléctrico y la formación de
mercados competitivos de generación hicieron pensar en algunos países y en ciertas
circunstancias, en la reducción al mínimo del papel de las políticas públicas sectoriales
y la planificación estatal para el sector.
Fundados en esos principios generales, los gobiernos de algunos países abandonaron
en apariencia casi todo papel rector en la generación eléctrica, con la excepción de la
fijación y mantenimiento del marco regulatorio. Dentro de la región, un caso
representativo de esa tendencia es el de Argentina en el período 1992-2002.
En esa visión, el Estado debía limitarse a proporcionar un marco regulatorio estable
para la actividad del sector eléctrico, y en particular de los generadores, y las fuerzas
del mercado lograrían por sí solas la expansión adecuada de la generación. La
regulación actuaría como un piloto automático para el sector.
La realidad ha mostrado que en la práctica, en distintas circunstancias, las autoridades
públicas deciden intervenir en la formulación de políticas públicas para el sector
eléctrico y para la generación, que van más allá de la definición del marco regulatorio,
y que aparecen incluso cuando la propiedad de las empresas del sector es totalmente
privada.
En este Módulo 3 se tratan tres cuestiones en las que la acción de las autoridades
públicas en el sector se hace necesaria.
En el punto 1 del módulo se describe la actividad de planificación y otras
decisiones de las autoridades en el sector generación eléctrica.
La planificación es el sustento racional de las decisiones de las autoridades estatales
para orientar o a veces comandar la evolución del sistema eléctrico. El propósito de
esa intervención es dotar al sistema de recursos de generación y fuentes primarias
capaces de responder a las incertidumbres en los escenarios energéticos y
económicos. Como resultado, las autoridades intervienen luego con distintas medidas
para incidir en la generación, entre otras:
Las decisiones de construir determinados proyectos esenciales para la expansión.
• Las decisiones de incorporar fuentes primarias, en particular las ERNC, lo que en
nuestra región ha tenido lugar principalmente mediante licitaciones diseñadas por
las autoridades.
• Las directivas que los gobiernos dan a las empresas estatales para desarrollar
proyectos o estrategias que implementan las políticas energéticas.
• Los cambios en la regulación que se realizan con propósitos específicos y que no
son neutros en la forma de afectar las distintas tecnologías y empresas, por
ejemplo, los requerimientos a los distribuidores de licitar contratos de largo plazo,
las normativas para que las demandas compren cierto porcentajes de ERNC y las
medidas para eliminar barreras a la entrada de nuevos generadores y aumentar la
competencia.
• El desarrollo de interconexiones eléctricas y las políticas respecto al comercio
internacional. En algunos casos el desarrollo de interconexiones eléctricas y de
gas ha tenido lugar por iniciativas empresariales privadas pero en muchos países
son el resultado de las políticas estatales.
• Las intervenciones ante dificultades en el funcionamiento de los mercados
eléctricos mediante medidas excepcionales, por ejemplo cuando los distribuidores
no consiguen contratos de suministro.
En el punto 2 de este módulo se describen las licitaciones para conceder a los
generadores contratos de largo plazo con los distribuidores, para suministrar a
los clientes regulados, o para otorgar remuneraciones a la capacidad.
En el Módulo 2 previo se mencionaron estas licitaciones para mostrar su efecto sobre
los distribuidores y en la tarifa final, pero aquí se presenta un panorama más detallado,
de su efecto sobre los generadores, ilustrando el tema con ejemplos concretos de
varios sistemas eléctricos de la región. La razón para profundizar este tema es que
estas licitaciones se han convertido en la herramienta más importante para la
expansión de los sistemas de generación en buena parte de los sistemas eléctricos
de nuestra región. Se describen las licitaciones para abastecer a los distribuidores en
Brasil y Chile, las que otorgan el Cargo por Confiabilidad en Colombia (una forma de
remuneración a la capacidad) y las que permitieron la expansión de las ERNC en
Uruguay.
En el punto 3 se analiza el problema del comercio internacional de energía en
nuestra región.
El comercio internacional de energía, tanto spot como en contratos tiene en nuestra
región un enorme potencial. La regulación de este comercio es una tarea compleja,
sobre todo teniendo en cuenta que inicialmente cada país ha desarrollado su
regulación de manera independiente y en muchos casos prestándole al comercio
internacional una atención secundaria.
El diseño de las transacciones en el comercio internacional depende esencialmente
del marco institucional del que se dotan los países y el grado en que los países han
elaborado y aplican normas para organizar el comercio. En este punto se presentan
tres ejemplos de la región, que difieren en esa dimensión: los países del Mercosur, la
Comunidad Andina de Naciones y los países de América Central.
Finalmente en el punto 4 se presenta un resumen de la regulación de la
generación en los países de CIER. En este curso se mostrado que los problemas
que debe resolver la regulación y las soluciones a los mismos varían según las
características institucionales, técnicas y económicas del sector eléctrico de cada país
o región. Por ejemplo, existe una marcada diferencia entre la regulación en los países
de la Unión Europea o Estados Unidos y los países de nuestra región. En este último
punto del curso se presenta una descripción muy resumida de la regulación en los
países de CIER, de la que se han mostrado ejemplos a lo largo del curso.
NOTA:
En el módulo aparecen algunos contenidos en cursiva y delimitados por signos ► y ◄
que contienen formulaciones matemáticas o técnicas con un grado de complejidad que
pueden ser de ayuda para los estudiantes con alguna formación en esas áreas, pero
los restantes estudiantes pueden omitir su lectura.
Objetivos El propósito de este módulo es analizar tres aspectos de la generación eléctrica
vinculados con la regulación: la planificación y las políticas públicas para el sector, las
licitaciones o subastas como medio para proporcionar ingresos de largo plazo a los
generadores e implementar esas políticas y por último la normativa para el comercio
internacional de energía eléctrica.
Guía de Estudio
En la semana asignada a este Módulo, el alumno debe seguir el siguiente plan de
estudio:
Día Lunes y Martes
Descargar, leer y estudiar el Módulo.
Día Miércoles:
Foro. Participe en el foro titulado "Efecto de las políticas energéticas sobre la
regulación y las inversiones en el sector eléctrico". Se trata de que los estudiantes
comenten la situación actual y la evolución reciente en esta materia en los países a
los que pertenecen.
Día Jueves:
Auto evaluación (Opcional). Responda a las preguntas que se le formulan
Realización del ejercicio práctico de estimación de precios en el comercio internacional
Repaso y consultas
Día viernes:
Test Final (obligatorio)
Mapa conceptual
Los aspectos principales del Módulo se presentan en este mapa conceptual.
La planificación de la generación y las redes
No sustituye a
Determinan
Licitaciones o subastas para: • Contratos forward para
abastecer clientes regulados
• Contratos para ENRN
• Remuneraciones a la capacidad de generación
Objetivos para la composición del parque de generación
Las políticas públicas para el sector
La competencia en el sector generación
Generadores
Que las autoridades implementan con
Que generan ingresos seguros para
Cuyo sustento racional es
Seguridad de abastecimiento en el
largo plazo
Que contribuyen a
Incentivan y regulan
El comercio internacional de energía
Que contribuye a
Que incentiva
Buscan eliminar barreras a la entrada en
Desarrollo de contenidos
1. Incidencia de las políticas públicas sectoriales en la generación ................................... 10
1.1. Propósito de la planificación ................................................................................. 10
1.2. Formas concretas que adoptan las políticas sectoriales ....................................... 12
1.3. Aspectos institucionales ....................................................................................... 15
2. Las licitaciones para asegurar la expansión del sistema ............................................... 17
2.1. Las subastas en el Ambiente de Contratación Regulada de Brasil ....................... 21
2.1.1. Subastas de energía nueva y existente ................................................................ 22
2.1.2. Subastas de energía de reserva .......................................................................... 23
2.1.3. Mecanismo de las subastas ................................................................................. 24
2.1.4. Efecto de los costos de transmisión para los generadores ................................... 24
2.2. Licitaciones para clientes regulados de Chile ....................................................... 25
2.3. Subastas para el Cargo de Confiabilidad de Colombia ......................................... 26
2.3.1. El concepto de Obligación de Energía Firme ....................................................... 26
2.3.2. Mecanismo de las subastas ................................................................................. 27
2.4. Procedimientos para la compra de energías renovables en Uruguay ................... 28
2.4.1. Licitaciones .......................................................................................................... 29
2.4.2. Contratos de adhesión a los precios de licitaciones previas ................................. 30
2.4.3. Efecto de los costos de transmisión para los generadores ................................... 30
2.5. Cuadro resumido de las licitaciones en los países de CIER ................................. 31
3. Regulación del comercio internacional de energía ........................................................ 33
3.1. El comercio internacional en la región del Mercosur ............................................. 35
3.1.1. Centrales binacionales ......................................................................................... 35
3.1.2. Comercio spot o de oportunidad .......................................................................... 35
3.1.3. Comercio en contratos ......................................................................................... 37
3.2. El comercio en la Comunidad Andina de Naciones. Las Transacciones
Internacionales de Electricidad de corto plazo. ..................................................... 37
3.3. El comercio en el Mercado Eléctrico Regional (MER) de América Central ........... 41
3.3.1. Transacciones spot. Mercado de Oportunidad Regional ...................................... 41
3.3.2. Contratos firmes en el MER ................................................................................. 44
4. Resumen de la regulación del sector generación en los países de CIER¡Error! Marcador no definido.
1. Incidencia de las políticas públicas sectoriales en la generación
En la práctica en la mayor parte de los países y en distintas circunstancias, las
autoridades públicas deciden intervenir en la formulación de políticas públicas para el
sector eléctrico y para la generación, que van más allá de la definición del marco
regulatorio, y que aparecen incluso cuando la propiedad de las empresas del sector es
totalmente privada.
En general las autoridades estatales actúan con el fin de orientar o a veces de
comandar la evolución del sistema de generación.
En este punto se describen estas intervenciones y los fundamentos que pueden
presentarse para justificarlas y se presentan ejemplos de los países de la región.
1.1 Propósito de la planificación
Desde el punto de vista de las autoridades públicas, que buscan un abastecimiento
seguro y a costo razonable en el largo plazo, el parque de generación puede ser
conceptualizado como un portafolio, en el sentido de un conjunto de activos
diversificados (por analogía con un portafolio de activos financieros) que deben estar
disponibles en fechas predeterminadas para tener en cuenta el aumento de la
demanda. En este caso los activos son las centrales de generación, los contratos de
compra de energía eléctrica y combustibles, las instalaciones para importar
combustibles, entre otros.
Los objetivos de esa diversificación en los recursos de generación son varios:
• Cubrir requerimientos de potencia de distintas duraciones de empleo promedio
esperadas. Así por ejemplo en los sistemas hidrotérmicos se requerirán centrales
de base, destinadas a funcionar la mayor parte del tiempo, y centrales de punta,
que solo se emplean durante pocas horas del año en que las demandas son muy
altas, o que solo se emplean en los años de sequía.
• Reducir el riesgo de falla al disponer de diversas fuentes de energía primaria cuyas
indisponibilidades no estén correlacionadas positivamente entre sí. Por ejemplo se
mitigan los riesgos debidos a la variabilidad de la generación hidráulica, al contar
también con generación térmica o de ERNC.
• Reducir la volatilidad de los costos debida a la variabilidad de la generación
hidráulica y a la aleatoriedad de los costos de los combustibles, por ejemplo
empleando las ERNC.
• Por otro lado, en los sistemas eléctricos en los que la demanda crece a tasas
elevadas, es necesario que la entrada en servicio de las nuevas centrales tenga
lugar en forma oportuna para que los riesgos de falla se mantengan por debajo de
niveles aceptables.
• La presión competitiva en el mercado de generación permite cumplir en cierta
medida con esos objetivos, ya que las empresas tienden a invertir en tecnologías
capaces de generar en los períodos del día, estaciones del año y contingencias en
las que los costos marginales y los riesgos de falla tienen mayor probabilidad de
ser altos.
• En la práctica sin embargo las autoridades públicas, en muchos países y en
diversas circunstancias, buscan controlar más directamente la expansión de la
generación, lo que hace necesario fundamentar las decisiones de política
energética resultantes mediante la planificación.
• Por otra parte, la expansión de la red de trasmisión requiere una planificación
centralizada que es interdependiente con la de la generación.
En los sistemas eléctricos de menor tamaño, la planificación puede ser aún más
necesaria. En un sistema pequeño, el tamaño de centrales empleadas en la expansión
puede ser una parte significativa de la potencia media demandada y puede ser
comparable al aumento de la potencia que tiene lugar a lo largo de varios años. No
pueden existir múltiples proyectos desarrollándose simultáneamente y en forma no
coordinada, ya que el mercado no es suficiente para ellos. En cada año deberá entrar
en servicio a lo sumo un único proyecto. La forma de obtener este resultado es
mediante la competencia por el mercado, en la que las autoridades públicas licitan la
construcción del proyecto. Esto requiere definir las características y fecha de entrada,
lo que sólo puede lograrse mediante los ejercicios de planificación.
1.2 Formas concretas que adoptan las políticas sectoriales
Algunos ejemplos de políticas sectoriales determinantes en los sectores eléctricos de
países de CIER son:
• Las decisiones de construir determinados proyectos esenciales para la
expansión del sistema de generación, en lugar de dejar libre a la iniciativa de las
empresas la selección de todos los proyectos.
Este es el caso de las subastas (leilões) en Brasil que tienen por objeto obtener
contratos de abastecimiento para los distribuidores; en ellos se adjudica a las
empresas ganadoras la construcción de las grandes centrales hidroeléctricas, los
llamados proyectos estructurantes. Otro ejemplo se tiene en las decisiones del
gobierno de Ecuador que a partir de 2009 y a través de la empresa estatal CELEC
y sus filiales ha desarrollado los proyectos de ocho centrales hidroeléctricas con
2800 MW instalados.
• Las decisiones de incorporar ERNC mediante herramientas específicas
Las ERNC tienen una importancia creciente en los sistemas eléctricos de todo el
mundo. En los países desarrollados los mecanismos para incorporarlas a los
sistemas eléctricos comenzaron tempranamente, y tuvieron como objetivo permitir
a los países reducir las emisiones de gases invernadero para cumplir con objetivos
como los compromisos del protocolo de Kyoto de 1997. En la actualidad, en gran
número de países y particularmente en nuestra región, algunas ERNC se han
convertido en fuentes totalmente competitivas con los recursos convencionales
térmicos e hidráulicos, y aún en la forma menos costosa de expansión de la
generación. Adicionalmente representan una forma de diversificación de los
recursos en países con predominio de la generación hidroeléctrica o térmica.
Por las razones anteriores, los gobiernos han emprendido políticas específicas
para incorporar las ERNC a los sistemas de generación, es decir no han esperado
que los mecanismos regulatorios preexistentes las fueran desarrollando en forma
gradual y espontánea. Esos mecanismos han sido principalmente:
o Las licitaciones destinadas específicamente a generadores con ERNC, para
entrar en servicio en cantidades de potencia prefijadas y en momentos
específicos, y a veces determinando los sitios adecuados para su inserción
en la red.
Estas licitaciones han sido el mecanismo más importante empleado
en los países de CIER. Pueden ser realizadas por organismos públicos
como las ejecutadas por el Osinergmin (Organismo Supervisor de la
Inversión en Energía y Minería) de Perú, o por empresas que reciben la
indicación del gobierno para hacerlas, como ha tenido lugar en Uruguay
(con las compras a generadores privados de energía eólica, solar y de
biomasa de la empresa estatal UTE) y en Argentina (con las compras de
energía eólica licitada por CAMMESA, la empresa administradora del
mercado mayorista, a partir de 2016).
o Los premios a la generación con ERNC pagados por encima de los precios
del mercado spot, es decir el pago de una prima por renovables en
USD/MWh por encima de dicho precio.
o El aseguramiento de un precio fijo para la energía generada con las ERNC
que se fuera incorporando a lo largo del tiempo, la llamada feed-in tariff.
Esas tarifas suelen ser diferentes para cada tipo de ERNC (solar,
fotovoltaica, etc.) y cubren los costos estándar estimados para cada fuente,
incluso la remuneración de las inversiones.
o Los requerimientos a los distribuidores y grandes consumidores de realizar
contratos por cierto porcentaje de sus requerimientos de energía, con
generadores que emplean fuentes renovables no convencionales.
Requerimientos de este tipo se han establecido por ejemplo en Chile y
Argentina.
• Las decisiones de cambio de la regulación con el propósito de levantar las
barreras a la entrada de nuevos generadores y aumentar la competencia en
los mercados.
Los cambios regulatorios rara vez son neutros en el sentido de afectar por igual a
todas las fuentes primarias y a todas las empresas existentes y entrantes
potenciales; generalmente se diseñan para cumplir un propósito de política
energética.
Por ejemplo, las modificaciones en la normativa realizadas en Chile en 2015,
cambiando los productos requeridos en las licitaciones (permitiendo ofertas por
bloques horarios) y prolongando los plazos de los contratos, pueden ser
entendidas en este sentido. En 2015 Máximo Pacheco, Ministro de Energía de ese
país, atribuyó explícitamente la baja de precios del 40% respecto a las licitaciones
realizadas anteriormente, a la irrupción de oferentes de energía eólica y solar1. En
2016 se complementó ese proceso mediante la Ley de Trasmisión Eléctrica, que
permite al Estado intervenir activamente para solucionar los cuellos de botella en la
red que limitaban la competencia y dificultaban particularmente la entrada de
ERNC.
• Las directivas que los gobiernos dan a las empresas estatales para
desarrollar proyectos o estrategias que implementan las políticas
energéticas.
Por ejemplo Electroperú firmó en el año 2000 un contrato take or pay para la
compra de gas, para facilitar el desarrollo del proyecto de explotación del
yacimiento de Camisea, que luego cedió a Etevensa. En 2000 en Uruguay, las
empresas estatales UTE y ANCAP (petrolera) firmaron contratos take or pay de
transporte para permitir la construcción del gasoducto Buenos Aires-Montevideo y
han seguido un proceso semejante para facilitar la construcción de una planta de
regasificación en Montevideo.
En Chile, en 2015 el gobierno propuso un cambio en el estatuto de la petrolera
estatal ENAP para permitirle la participación en el desarrollo de proyectos de
generación, con la finalidad expresa de que su participación aumente la
competencia en el mercado2.
• El desarrollo de interconexiones eléctricas y las políticas respecto al
comercio internacional de energía
En algunos casos el desarrollo de interconexiones eléctricas y de gas ha tenido
lugar por iniciativas empresariales privadas; esto ocurre cuando existe una
oportunidad económica para un contrato firme de exportación desde un país al
otro. Así se construyeron la interconexión eléctrica Garabí-Itá entre Argentina y
Brasil y los gasoductos entre Argentina y Brasil y Argentina y Chile, entre 1998 y
2002. En cambio, en el caso de las interconexiones eléctricas cuyos beneficios se
1 “Las ERNC han ido avanzando a pasos agigantados para ser muy competitivas, y hemos logrado crear
una competencia muy fuerte en el campo de las licitaciones. Hoy la sala donde se hizo la licitación estaba
llena y hace dos años, cuando se hizo la licitación (T), no llegó nadie”. (Declaraciones a Diario Financiero
el 27/10/2015)
2 ”Espero que podamos tener antes de fin de año aprobado en el congreso la ley de Enap (la empresa
petrolera estatal de Chile), de manera que sea un actor en la próxima licitación y aumentemos la amenaza
competitiva.” (Declaraciones a Diario Financiero el 27/10/2015).
reparten ampliamente entre los consumidores y se deben a una mejora de la
confiabilidad de ambos sistemas y al aprovechamiento del comercio internacional
spot en ambos sentidos de la interconexión, suele no haber un interés específico
empresarial en la construcción de esos proyectos. Estos proyectos requieren por lo
general iniciativas gubernamentales. Ejemplos de este caso son la interconexión
entre Colombia y Ecuador y las interconexiones entre Brasil y Uruguay.
• Las intervenciones ante dificultades concretas en el funcionamiento de los
mercados eléctricos mediante medidas excepcionales.
Por ejemplo en Chile en 2001, el gobierno debió solucionar el problema de la falta
de interés de los generadores en presentarse a licitaciones para abastecer a una
distribuidora, mediante una resolución específica, que repartía entre los
generadores la obligación del suministro, a los precios regulados que se aplicaban
(precios de nudo). En Argentina el gobierno intervino administrativamente en la
formación de las remuneraciones a los generadores a partir de la quiebra de la
paridad cambiaria uno a uno entre el dólar y el peso argentino a fines de 2001 y
promovió un procedimiento de capitalización de las deudas generadas con los
generadores, para la construcción de nuevas centrales de ciclo combinado.
1.3 Aspectos institucionales
Desde el punto de vista institucional, todos los países de la región cuentan con
entidades a las que se les atribuye la función de planificación, sean organismos dentro
de los ministerios de energía, o agencias creadas especialmente con ese fin. Un
ejemplo interesante de esta segunda alternativa se puede observar en Brasil, donde
las actividades de planificación energética son realizadas por la Empresa de Pesquisa
Energética (EPE) una empresa pública autónoma creada por ley en 2004, vinculada al
Ministerio de Minas y Energía. El objetivo de la EPE es prestar servicios en el área de
estudios e investigación para la planificación del sector energético, y en particular el
sector eléctrico. Se trata de una entidad independiente de las empresas prestadoras
del servicio en el sector. La EPE realiza, junto a planes decenales y planes de largo
plazo, los estudios para que las autoridades determinen la oportunidad de las subastas
para la concesión de los grandes proyectos hidroeléctricos y en general las destinadas
al abastecimiento de los clientes regulados.
La definición de las políticas públicas para el sector eléctrico requiere tomar decisiones
con impactos de largo plazo, que en algunos casos afectan intereses empresariales
preexistentes o tienen impactos macroeconómicos.
Esto ha dado lugar en la región a acciones de los gobiernos para asegurar cierto grado
de consenso y legitimidad entre los partidos políticos, entidades formadoras de opinión
y grupos de presión con intereses en el sector eléctrico, respecto a las decisiones a
tomar. En lo que sigue se describen algunos ejemplos.
En Chile se lanzó en 2014 el proceso Energía 2050, una actividad destinada a lograr
acuerdos de largo plazo respecto a las principales líneas del desarrollo energético
futuro, con participación del Estado y de distintos actores involucrados en el sector,
integrados en un Comité Consultivo, “liderado por el Ministro de Energía e integrado
por actores clave del sector, con representación nacional y regional, provenientes de
varios ministerios e instituciones públicas; de gremios; de la sociedad civil y de
universidades nacionales” (Ministerio de Energía de Chile, 2016). Se constituyeron
mesas técnicas lideradas por las instituciones del Ministerio y con apoyo de
universidades nacionales. Al cabo de 18 meses se elaboró una Política Energética de
Largo Plazo, con una formulación de lineamientos, planes de acción, metas y actores
responsables, que habría obtenido un considerable grado de consenso en el sector y
con implicaciones concretas para el desarrollo de la generación eléctrica, por ejemplo
en la expansión de las ERNC.
En Uruguay a partir de 2008 todos los partidos políticos con representación
parlamentaria participaron en varias instancias en una Comisión Multipartidaria de
Energía, que aprobó algunos lineamientos generales para el sector energético y en
particular medidas concretas para el sector eléctrico, como el inicio de la expansión de
energías renovables y la decisión de construcción de un ciclo combinado.
En República Dominicana en 2014 el gobierno formuló una propuesta para la
elaboración de un Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, conocido
también como Pacto Eléctrico. En ese marco se designaron un Comité Gubernamental
y un Comité Técnico de Apoyo y se convocó a entidades empresariales, académicas y
organización sociales y se organizaron mesas y comités de trabajo para elaborar
propuestas de consenso.
2. Las licitaciones para asegurar la expansión del sistema Como se vio en el Módulo 2 los contratos de suministro de energía de largo plazo o
bien las remuneraciones de potencia son esenciales para asegurar la existencia de
suficiente capacidad de generación en el largo plazo.
En buena parte los países de CIER estas remuneraciones para los generadores se
otorgan a través de licitaciones, que se han convertido en las herramientas esenciales
para la expansión del sistema. La descripción en este punto se basa entonces en las
características de estas licitaciones en nuestra región.
Existen varias cuestiones de importancia respecto a estas licitaciones, entre otras: el
producto o los productos que se requiere a los oferentes, la organización de las
subastas, la forma que toman los procedimientos competitivos y el tratamiento de los
costos de trasmisión.
El primer aspecto relevante es la descripción de los productos que se ofertan en
las licitaciones, y los casos más frecuentes son:
• Los contratos de suministro de energía para los clientes regulados de los
distribuidores.
Se trata en general de contratos de tipo forward y con garantía de suministro, por
cantidades predeterminadas de energía o curvas de carga. En buena parte de los
países de CIER, estas licitaciones son la principal herramienta para la expansión
del sistema, dado que los clientes regulados de los distribuidores, en conjunto
consumen la mayor parte de la energía demanda al sistema.
Los precios que resultan de estas licitaciones, y que deben pagar los
distribuidores, son trasladables a las tarifas, de modo que los distribuidores no
incurran en riesgos de precios.
Para comprender mejor este tipo de herramienta, se describirá en este punto las
licitaciones en Brasil y Chile.
• Los contratos destinados específicamente a incorporar de ERNC a la
generación.
En este caso suele comprarse toda la energía que son capaces de generar los
proyectos, a precios conocidos en el largo plazo que resultan de las licitaciones,
para evitar que los generadores corran riesgos de cantidad y precio. Se describirán
las licitaciones y otros procedimientos de compra realizados en Uruguay.
• La capacidad firme suministrada al conjunto del sistema.
Se describirá el procedimiento competitivo usado en Colombia para conceder a los
generadores el Cargo por Confiabilidad, una remuneración a la capacidad firme
que los generadores aportan al sistema. Los generadores que ganan la licitación
otorgan al sistema eléctrico una opción de compra de energía con la obligación de
garantía física, que se ejerce en situaciones de escasez del abastecimiento.
Un punto esencial respecto a los productos que se adjudican, es que se desea que los
generadores puedan presentarse con proyectos de centrales que sólo se construirán
en caso de ganar la licitación. Por esto la fecha de inicio del suministro del producto
que se licita suele ser posterior en varios años (entre tres y cinco generalmente) al
momento de realización del procedimiento, de modo de dar tiempo a la construcción.
Esta es la regla general, excepto para los procedimientos destinados específicamente
a generadores preexistentes, lo que por ejemplo en Brasil se ha denominado
licitaciones o subastas de “energía vieja”.
Otro aspecto general de las licitaciones, es que para reducir los riesgos de los
oferentes, los precios a los que se hacen las adjudicaciones suelen estar sujetos a
cláusulas de indexación, con el fin de que se ajusten a las variaciones de los costos de
los generadores. Esas cláusulas resultan de los pliegos de la licitación o son
presentadas por cada oferente
Una segunda cuestión relevante es la organización de las subastas: que entidad
las realiza y qué demandas se cubren.
Respecto a qué entidad realiza las licitaciones, existen dos alternativas principales: la
realización por parte de una autoridad central (como el administrador del mercado o el
regulador) de licitaciones por el conjunto de los requerimientos de todo el sistema en
un momento dado, o bien la realización de licitaciones separadas por parte cada
distribuidor en forma autónoma y para cubrir sus propios requerimientos.
Algunas ventajas de la ejecución centralizada serían:
• Permitir a los oferentes aprovechar economías de escala en los proyectos que
presentan, al agrupar todas las demandas que deben abastecerse en una única
licitación, en la que se compra una mayor cantidad de energía y potencia, en lugar
de realizar varias licitaciones por cantidades menores.
• Lograr un único precio para el abastecimiento a todos los consumidores del mismo
tipo, con lo que se tendría una situación equitativa. De lo contrario, las licitaciones
realizadas por las distribuidoras menores podrían tender a recibir precios más
caros.
• Evitar sesgos en la definición de los pliegos de la licitación, cuando los
distribuidores son controlados por empresas que también participan en el negocio
de generación.
Un tercer aspecto es el procedimiento de la licitación
Según el tipo de productos que se quiera comprar, y la cantidad de esos productos
que se comprará, el procedimiento que siga la licitación o subasta puede ser muy
relevante. La teoría microeconómica más general al respecto es la llamada teoría de
subastas (en inglés “auction theory”).
Hasta este punto se ha usado en forma indistinta las palabras licitación y subasta (el
Diccionario de la Real Academia define licitar como “Sacar algo a subasta o concurso
públicos”). En adelante llamaremos licitación a sobre cerrado (en inglés sealed-bid
auction) sólo al procedimiento consistente en la presentación de ofertas en sobre
cerrado y adjudicación a los oferentes con menores precios.
A su vez, en una licitación a sobre cerrado puede existir un único precio a pagar a
todos los oferentes, el precio de la oferta más cara aceptada (precio uniforme, en
inglés “uniform price”) o puede pagarse a cada oferente el precio que solicitó en su
oferta (en inglés “pay as bid”)
Además de la licitación a sobre cerrado, existen otros tipos de subasta que puede
organizar un comprador que quiere comprar una cantidad fija de un bien:
• Subastas a precio creciente, en las que inicialmente el subastador fija un precio
bajo y ese precio va subiendo en lances sucesivos, hasta que la cantidad ofertada,
que inicialmente es menor que la cantidad a comprar, ha aumentado lo suficiente
para cubrir exactamente la cantidad a comprar.
• Subastas a precio decreciente, en las que inicialmente el subastador fija un
precio alto y el precio va bajando, hasta que la cantidad ofertada, que inicialmente
es mayor que la demanda, se ha reducido lo suficiente para cubrir exactamente la
cantidad a comprar.
En los procedimientos competitivos puede subastarse no un único producto que se
desea comprar sino varios, por ejemplo en el caso que nos interesa, los productos
pueden ser contratos diferentes con distintos distribuidores.
Finalmente en estos procedimientos puede existir un precio de reserva o precio
máximo fijado por el comprador. Es decir, el comprador no comprará a un precio
superior al precio de reserva.
Bajo ciertas hipótesis teóricas, el resultado de la subasta sería independiente del
procedimiento elegido. Este resultado teórico se conoce en inglés como Revenue
Equivalente Principle.
En las subastas reales en cambio, existen al menos dos problemas, que pueden hacer
preferible unos diseños del procedimiento frente a otros:
• La colusión, cuando los oferentes son capaces de actuar de manera coordinada
para obtener la venta a precios mayores que los que existirían en caso de una
competencia intensa. Esto puede deberse a que antes de la subasta han acordado
los precios a ofertar y durante la misma se ciñen a ese acuerdo, o a que a lo largo
de la subasta algunos o todos los oferentes, a través de sus ofertas, envían
información a los competidores, que puede ser interpretada por éstos en un
sentido favorable a la cooperación. Por ejemplo, si se están subastando varios
contratos diferentes, digamos A, B, C,T, uno de los oferentes sólo hace ofertas
por uno de ellos, por ejemplo el A, sugiriendo implícitamente a los restantes que no
competirá por los restantes e invitando a los demás a seguir una estrategia
igualmente cooperativa, es decir a no ofertar por el contrato A.
• La maldición de los ganadores, cuando los oferentes no conocen con certeza la
información necesaria para hacer su oferta, por ejemplo los costos de suministrar
un bien. Cuando esto ocurre los ganadores en una licitación suelen ser los
oferentes que han subestimado el costo de suministro, y que por lo tanto
experimentarán dificultades para llevarlo adelante, una vez que se devele la
información real. Una posibilidad de mitigar este problema es que exista en la
subasta un procedimiento de “descubrimiento de precios”, en el que cada oferente
pueda observar, hasta cierto momento, las ofertas de los competidores, lo que
podría permitirle reexaminar su propia estimación de los costos de suministro. Por
ejemplo un oferente que percibe que su oferta es mucho más baja que las
restantes puede considerar que ha subestimado los costos. Los procedimientos de
descubrimiento de precios deben ser limitados, ya que de lo contrario se estaría
favoreciendo la colusión.
Finalmente un cuarto aspecto de interés es la forma en que las licitaciones o
subastas tratan los costos de transmisión para los generadores.
Los costos de conexión a la red preexistente de los generadores que ofertan en las
licitaciones y los peajes que deberán pagar una vez en funcionamiento, son una parte
no insignificante de los costos totales de los oferentes. En algunos países se da un
tratamiento especial a este punto en las licitaciones, para reducir los riesgos de los
oferentes.
En lo que sigue se describen resumidamente las subastas en algunos países.
Se aprecia que hay diversidad en el diseño de esas subastas y que algunas tienen una
complejidad considerable. Lo relevante a retener, más allá de los detalles de los
procedimientos en cada país, es precisamente la diversidad de las soluciones para
tratar de resolver los dos problemas descritos en los párrafos anteriores.
Al final de este punto 2 se presenta una tabla resumen sobre las licitaciones en los
países de CIER.
2.1 Las subastas en el Ambiente de Contratación Regulada de
Brasil
El Ambiente de Contratación Regulada (ACR) tiene por objeto conceder a los
generadores contratos destinados al abastecimiento de los consumidores regulados.
La descripción de las subastas (en portugués “leilões”) del ACR, que se presenta aquí
se basa fundamentalmente en lo expuesto en Abradee (2016). Las subastas son
organizadas por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), el
administrador del mercado en Brasil, con la supervisión del regulador ANEEL.
Las subastas destinadas a los generadores son de tres tipos:
• Subastas de energía nueva, destinadas a centrales en proyecto e en construcción.
• Subastas de energía existente, destinadas a centrales ya construidas
• Subastas de energía de reserva.
La ANEEL organiza también subastas destinadas a la expansión de la trasmisión.
2.1.1 Subastas de energía nueva y existente
Los dos primeros tipos, subastas de energía nueva y de energía existente, tienen por
objeto conceder a los generadores contratos de suministro de energía con los
distribuidores, para el abastecimiento de los clientes regulados en el mercado
mayorista. El marco regulatorio establece que el 100% de la demanda regulada debe
estar contratado. Para la realización de cada subasta se agregan las demandas no
contratadas del conjunto de los distribuidores, que para ese efecto suministran sus
previsiones de demanda.
Cada uno de los ganadores de la licitación realiza luego contratos con los
distribuidores en proporción a las demandas de cada uno de ellos. En ese sentido, si
bien el procedimiento de compra es centralizado por la CCEE, no se trata de un
régimen de comprador único porque quienes adquieren la responsabilidad de comprar
son los distribuidores, a los que se les transfiere firma de los contratos. Los clientes
libres tienen la opción de incluir demandas en las subastas.
Los generadores deben contar con energía firme suficiente para abastecer las
demandas con las que contratan.
Los contratos subastados pueden ser de dos tipos: contratos “por cantidad” o
“contratos por disponibilidad”.
Los contratos por cantidad prevén el suministro de una cantidad fija de energía firme
a un precio dado. Corresponden al concepto de contratos forward con garantía de
suministro visto en el Módulo 2. Esta modalidad se emplea generalmente para
contratar energía hidráulica. Los generadores están sujetos al riesgo de cantidad. Si la
generación del conjunto de las centrales hidráulicas es inferior al valor garantizado de
energía firme, deben comprar en conjunto al precio spot (el llamado Precio de
Liquidación de Diferencias - PLD) y si es superior deben vender en ese mercado. Al
mecanismo por el cual el conjunto de las centrales hidroeléctricas comparte los riesgos
de cantidad se lo denomina MRE (en portugués Mecanismo de Realocaçao de
Energia, es decir Mecanismo de Reasignación de Energía). Cada hidroeléctrica
participa en ese mecanismo en proporción a su energía firme, que es fijada por el
regulador a partir de simulaciones del sistema.
Los contratos por disponibilidad son contratos en los que se paga al generador una
cantidad fija, esté o no despachado y se le reintegran los costos de la energía
despachada según un precio variable por unidad de energía. Esta modalidad está
destinada principalmente a la contratación de energía de centrales térmicas.
Corresponden al concepto de contratos con pagos por disponibilidad y por energía
generada, visto en el Módulo 2.
Las subastas de energía existente se destinan a abastecer los requerimientos del año
siguiente y se las denomina por eso “leilões A-1” (A menos 1). A partir de la ley 12783
de 2013, parte de la energía existente pasó a comercializarse a precios regulados y ya
no participa de estas subastas.
Las subastas de energía nueva son las relevantes para permitir la expansión del
sistema. Han sido de diversos tipos que se han ido alternando en el tiempo:
• Subastas A-3 (A menos 3) que se realizan con 3 años de anticipación al inicio del
suministro para y Subastas A-5 (A menos 5) que se realizan con 5 años de
anticipación al inicio del suministro, y que se abren para proyectos en general.
Frecuentemente las subastas establecen precios máximos diferentes por fuente.
• Subastas para Proyectos Estructurantes. Son las que se realizan para la ejecución
individual de proyectos hidroeléctricos muy grandes, como han sido las centrales
de Santo Antônio, Jirau y Belo Monte, con anticipación de 5 años.
• Subastas para Fuentes Alternativas. En ellas sólo pueden presentarse proyectos
eólicos, de biomasa, solares y de pequeñas centrales hidráulicas.
La comparación de las ofertas en las subastas se hace por un Indice de Costo
Beneficio (ICB) que estima el costo al que la demanda puede obtener la energía firme
que proporciona el contrato. Para las ofertas de contratos por cantidad, en las que el
producto vendido por el generador es precisamente energía firme el ICB es igual al
precio único ofertado. Para las ofertas de contratos por disponibilidad se debe tener en
cuenta el despacho esperado de las centrales contratadas ya que la energía firme
demandada en el contrato puede ser suministrada por el despacho de la central
contratada o por el empleo de otros recursos del sistema si la central no está
despachada.
La duración de los contratos que se conceden mediante las subastas varía entre
quince y treinta años según el tipo de tecnología.
2.1.2 Subastas de energía de reserva
Las subastas de energía de reserva, se destinan a la compra por la CCEE de energía
destinada a aumentar la confiabilidad del conjunto del sistema y es pagada por todas
las demandas mediante un cargo específico. Algunas de estas subastas estuvieron
destinadas exclusivamente a fuentes específicas: generadores con ERNC eólica,
biomasa y pequeñas centrales hidráulicas.
2.1.3 Mecanismo de las subastas
Las subastas de energía nueva se realizan mediante una operativa en dos fases, que
se implementa mediante un sistema computacional a través de Internet. La mecánica
es un tanto compleja por la necesidad de asignar inicialmente un oferente a los
proyectos hidroeléctricos predefinidos, por la búsqueda de cierto grado de
descubrimiento de precios y de incentivar la competencia intensa.
En la primera fase, para cada emprendimiento hidroeléctrico estudiado y catastrado
por la EPE (la empresa estatal de planificación energética) que tenga más de un
interesado, se selecciona uno de ellos, que adquiere el derecho a participar en la
segunda fase en la que compite con todos los restantes oferentes. La selección en la
primera fase se hace por el menor precio por la energía (en reales por MWh) que
solicita el oferente. Las ofertas deben ser menores a un precio de referencia fijado por
las autoridades. Si la menor oferta y la siguiente difieren en menos de un 5% se pasa
a un procedimiento de mejora de precios entre los dos oferentes.
La segunda fase tiene a su vez dos etapas:
• La primera etapa consiste en una subasta a precio descendente en la que los
oferentes indican la cantidad de energía que quieren ofrecer; naturalmente la
cantidad ofertada será decreciente (o en todo caso no creciente) a medida que
baja el precio. Esta etapa se detiene cuando la cantidad ofertada coincide con una
cantidad demandada “inflada”, que es un poco mayor que la cantidad que
finalmente se desea comprar. Los generadores pasan a la segunda etapa con la
cantidad ofertada al final de la primera etapa.
• En la segunda etapa cada generador hace una única oferta de precios por la
cantidad ofertada. Las ofertas se adjudican en orden creciente de precios y reciben
el precio ofertado (pay as bid).
2.1.4 Efecto de los costos de transmisión para los generadores
En Brasil los peajes pagados por los generadores resultan de simulaciones de largo
plazo del sistema conjunto de generación-trasmisión. A partir de los Planes Decenales
de Expansión de la generación y los Programas de Expansión de la Transmisión
elaborados por la empresa de planificación EPE, se calculan periódicamente los
peajes a pagar por los generadores en distintas zonas de la red.
En el momento de hacer sus ofertas en una licitación los generadores que participan
en una licitación no conocen con exactitud los peajes que deberán pagar, incluso
porque en su determinación incidirá el resultado de la propia licitación. Mastropiero y
otros (2015) describen el procedimiento para eliminar esta incertidumbre. Antes de
realizar la subasta, las autoridades comunican a los generadores candidatos su mejor
estimación de los peajes, en base a la cual los candidatos hacen sus ofertas. Los
generadores que ganan pagan esos valores estimados a largo de toda la vida útil del
proyecto. La diferencia entre esos valores y los peajes que resultan posteriormente de
los verdaderos costos de expansión del sistema, es absorbida por los consumidores
en sus propios pagos por el uso de la red.
2.2 Licitaciones para clientes regulados de Chile
Las licitaciones para determinar el precio de la energía para los clientes regulados se
establecieron en mayo de 2005, por la ley 20018, conocida como Ley Corta II. Hasta
esa fecha el precio que se transfería a las tarifas de esos clientes por concepto de
energía y potencia del mercado mayorista era el precio de nudo regulado. El precio de
nudo de la energía se calculaba como un promedio de los costos marginales
esperados futuros.
Las licitaciones en Chile experimentaron cambios considerables a partir de la ley
20805 de enero de 2015. La CNE, el organismo regulador, pasó a realizar por sí
misma las licitaciones, y a elaborar las bases de la licitación.
El objeto de las licitaciones es suministrar energía para los requerimientos totales de
contratación del conjunto de las empresas distribuidoras. Anteriormente las licitaciones
eran realizadas por los distribuidores en forma individual o asociados voluntariamente
y en las oportunidades que ellos mismos elegían. En Chile el requerimiento de
contratación, tanto para distribuidores como grandes consumidores es del 100% de la
demanda.
El plazo para presentación de las ofertas es de un año. El plazo para iniciar el
suministro es de cinco años, con la posibilidad de prórroga de hasta dos años, y el
período de duración de los contratos de 20 años. Anteriormente eran tres y 15 años
respectivamente.
Tanto la generación existente como los proyectos por construirse compiten entre sí
para abastecer contratos.
Las licitaciones son del tipo de oferta en sobre cerrado y la adjudicación se realiza al
precio ofertado (pay-as-bid). En las licitaciones los oferentes incluyen en sus ofertas
las cláusulas de indexación para los contratos, aplicables en caso de ser adjudicados.
Los productos a adjudicar son contratos para suministrar cada uno de los distintos
bloques de energía definidos por la CNE en la licitación. Los bloques difieren en
cuanto a la cantidad de energía y algunos de ellos por el período horario del
suministro. La existencia de bloques por período horario permite reducir los riesgos de
los oferentes de las ERNC cuya generación esperada puede variar mucho a lo largo
del día (por ejemplo la solar no genera en la noche).
Para permitir la competencia entre ofertas de energía inyectadas en distintos puntos
de la red para abastecer demandas también distribuidas en la red, se afectan los
precios por los llamados factores de modulación para la potencia y energía, que son
factores de nodo publicados por la CNE.
El regulador establece un precio techo o precio de reserva para cada bloque en un
sobre cerrado, que se abre en el momento de apertura de las ofertas. Una vez
conocido el precio de reserva, los oferentes cuyo precio ofertado es mayor que el
precio de reserva pueden reenviar ofertas en sobre cerrado con precios menores al de
reserva.
Cada bloque está compuesto de un gran número de sub-bloques iguales. Los
oferentes presentan en sus ofertas para cada bloque, la cantidad de sub-bloques para
los que ofertan.
Los contratos resultantes de la adjudicación en las licitaciones, se firman entre los
distribuidores y los generadores ganadores y quedan sujetos a los procedimientos de
arbitraje entre privados en caso de controversias.
2.3 Subastas para el Cargo de Confiabilidad de Colombia
2.3.1 El concepto de Obligación de Energía Firme
El Cargo por Confiabilidad es una forma de remuneración a la capacidad por la cual el
conjunto del sistema paga la energía firme de las centrales de generación que han
adquirido las Obligaciones de Energía Firme (OED) mediante una subasta. Las
características de este sistema están descritas en CREG(2016).
Un generador que ha adquirido una OED tiene la obligación de entregar una cantidad
predefinida de energía diaria, cada vez que el precio spot del sistema exceda el
llamado Precio de Escasez (PE) regulado. El hecho de que el precio spot (precio de la
bolsa de energía) exceda al PE significa que el sistema está requiriendo la mayor
parte de sus recursos de generación térmica debido a la escasez de energía
hidráulica.
El PE está indexado en diversas variables, la más importante de las cuales el precio
internacional del fuel oil residual, con lo que se busca reflejar la variabilidad del costo
variable de la generación térmica. En julio de 2016 el PE era de aproximadamente 103
USD/MWh.
Las subastas para asignar las OEF entre los generadores existentes y proyectos a
construirse se realizan con una anticipación de tres años al inicio de la obligación de
energía firme para el generador, de modo de permitir la participación de nueva
generación en proyecto.
Adicionalmente, un inversionista en un proyecto a construirse puede vender su energía
firme con hasta siete años de anticipación, sin participar en las subastas sino
adhiriéndose al precio de cierre de las subastas que se van realizando. Cuando se
ejecuta la subasta con tres años de anticipación al inicio del suministro, el generador
puede ofertar la energía firme restante que no haya comprometido y si gana la subasta
puede construir el proyecto y queda asignada toda la energía firme, incluso la que ha
vendido con anticipación mayor a tres años. De lo contrario retira sus ofertas previas.
En el caso de recursos nuevos o especiales, el número de años con compromiso de
Obligaciones de Energía Firme en caso de ganar en la subasta, lo decide el
generador. Si es un activo nuevo (al momento de ejecutarse la subasta no se ha
iniciado la construcción del mismo) la OEF que respalde puede tener una vigencia
mínima de un año y máxima de veinte años. Si es un activo especial (al momento de
ejecutarse la subasta, la planta o unidad de generación se encuentra en proceso de
construcción o instalación), la Obligación que respalde este activo puede tener una
vigencia mínima de un año y máxima de diez años.
2.3.2 Mecanismo de las subastas
Las OED se otorgan luego de una serie de rondas de subasta a precio decreciente. En
cada ronda los oferentes deben proporcionar al subastador, el ASIC (Administrador del
Sistema de Información Comercial del mercado eléctrico), curvas de oferta crecientes
con el precio, en un rango de precios definido por el subastador, entre un máximo y un
mínimo.
El gráfico ilustra el
procedimiento de la subasta.
En la primera ronda el precio
máximo es un valor calculado
por la CREG, (en el gráfico el
precio de apertura P0). En cada
ronda el precio mínimo es
definido por el subastador. En la
primera el precio mínimo es P1.
En la ronda i-ésima, el
subastador suma las curvas de
oferta de todos los oferentes, es
decir suma las cantidades ofertadas por todos los generadores, para cada precio entre
el máximo Pi-1 y el mínimo Pi, y las compara con una curva de demanda agregada de
energía firme del sistema que es la misma en toda la subasta.
Si para ningún precio del rango establecido en una ronda se equilibran oferta total y
demanda, es decir si para el precio mínimo Pi de la ronda existe un exceso de oferta,
se procede a lanzar una ronda siguiente, cuyo precio máximo es Pi y cuyo precio
mínimo Pi+1 es aún menor.
Para la nueva ronda los oferentes vuelven a suministrar curvas de cantidad para el
nuevo rango de precios.
Este procedimiento se repite hasta que en una ronda, (en el gráfico anterior la sexta
ronda, de precio máximo P5 y precio mínimo P6), se puede determinar un precio que
equilibra oferta y demanda (en el gráfico el precio PC), que es el precio de cierre de la
subasta. Este es el precio al que serán remuneradas todas las OEF. A cada generador
se le asigna la cantidad que determina su curva de oferta para dicho precio de cierre.
2.4 Procedimientos para la compra de energías renovables en
Uruguay
A partir de 2006 y más intensamente después de 2010, Uruguay ha incorporado al
sistema de generación energías renovables no convencionales en forma masiva. A
partir de 2016 Uruguay se ha convertido en el país de la región con un mayor
porcentaje de ERNC en la energía generada, principalmente de fuente eólica.
Tomado de la página web de la CREG
La política que se ha llevado adelante con ese fin tuvo como principal ejecutor a la
empresa eléctrica estatal UTE, que es el único distribuidor y principal transportista y
generador del país. La mayor parte de la incorporación de ERNC se debió a la compra
por parte de UTE de energía a generadores privados, si bien la empresa también ha
construido parques eólicos.
A partir de 2006 UTE llevó adelante una serie de procesos de adquisición de energía
generada con ERNC en el marco de decretos del Poder Ejecutivo de Uruguay, para
adjudicar a empresas privadas contratos de compra de energía de largo plazo. El
resultado de todo el proceso es la existencia de alrededor de cuarenta generadores pr
Se trató de convocatorias a centrales nuevas a construirse y los contratos firmados
dan a UTE el derecho exclusivo a la totalidad de la energía que pueda generar la
potencia contratada de esas centrales, a cambio de un precio por MWh.
UTE tiene la obligación de adquirir al generador privado la totalidad de la energía que
genera la potencia contratada. Para el caso de la generación eólica, se remunera al
precio del contrato también la energía generable, dadas las medidas de viento, pero
que no puede inyectarse a la red por restricciones operativas del sistema. Los peajes
de transmisión quedan a cargo del comprador. Los precios de los contratos están
indexados según paramétricas definidas en el pliego de la licitación, diseñadas con el
propósito de seguir razonablemente las variaciones en los costos del generador. Todo
lo anterior significa que el comprador toma una gran parte de los riesgos, con el fin de
lograr atraer al mayor número posible de oferentes y obtener menores precios por la
energía.
En todos los casos los decretos establecen el principio de traslado a las tarifas de UTE
de los costos de compra.
Los principales mecanismos para la adquisición de energía a privados han sido las
licitaciones competitivas, en los que la adjudicación tiene lugar por menores precios, y
las convocatorias abiertas a contratos de adhesión, en las que se predetermina el
precio a partir de licitaciones realizadas anteriormente.
2.4.1 Licitaciones
Las licitaciones fueron a sobre cerrado y del tipo pay-as-bid, es decir que los contratos
se firmaron al precio ofertado.
Cada licitación ha estado orientada a una fuente en particular, eólica, solar o biomasa
y ha estipulado una cantidad máxima a contratar por oferente, si bien se ha permitido
la instalación de una potencia mayor destinada al mercado spot. Esta última potencia
destinada al spot ha sido pequeña.
Para cada fuente se han realizado varias licitaciones a lo largo del tiempo. Tanto la
potencia por proyecto como el total adquirido han aumentado a lo largo del tiempo en
llamados sucesivos, si bien la potencia máxima por proyecto y por oferente ha estado
siempre limitadas, para evitar la concentración en unos pocos adjudicatarios.
En varios casos, después de realizada la adjudicación en un llamado, el Poder
Ejecutivo autorizó la contratación directa por UTE de los oferentes no adjudicados
inicialmente (por tener precios superiores al precio de la última oferta adjudicada dada
potencia total a contratar), a condición de aceptar los precios ofertados por los
ganadores de la licitación.
Los llamados han otorgado ciertas ventajas a la integración de componentes
nacionales en los equipos.
Las licitaciones se realizaron dentro de la normativa general de adquisiciones que rige
para las empresas públicas, la que requiere el cumplimiento de un conjunto de
formalidades para garantizar la igualdad de los oferentes y la intervención del Tribunal
de Cuentas.
2.4.2 Contratos de adhesión a los precios de licitaciones previas
En las convocatorias abiertas a contratos de adhesión, UTE realiza llamados abiertos
a oferentes, preestableciendo los precios de compra de la energía. Para la fijación de
esos precios se ha tomado en cuenta los resultados de los procesos competitivos
anteriores de la misma fuente. Se establecieron plazos y cantidades máximas totales
para cada proceso.
2.4.3 Efecto de los costos de transmisión para los generadores
El tratamiento de los costos de conexión a la red de las ofertas presentadas a las
licitaciones es un tema no trivial, particularmente en el caso de los proyectos eólicos.
Para los peajes por el uso de las redes preexistentes se optó porque quedaran a cargo
del comprador.
Para los costos de las nuevas instalaciones necesarias para la conexión a la red, una
de las soluciones adoptadas consistió en que: i) los oferentes ofertaron precios
iniciales por la energía, ii) UTE elaboró anteproyectos de conexión para todas las
ofertas presentadas y proporcionó su costo a los oferentes y iii) se permitió a los
oferentes a la vista de esos costos de conexión incrementar las ofertas de precio de
energía en una cantidad que no excediese el doble de los costos del anteproyecto;
para esa estimación se supuso una relación prefijada entre potencia instalada y
energía generada.
2.5 Cuadro resumido de las licitaciones en los países de CIER
En el cuadro siguiente, tomado de CIER (2016) se presenta un resumen de las
características de las licitaciones o subastas en los países de CIER de acuerdo a la
regulación vigente en el año 2015.
Una observación importante es que la mayor parte de los países de la región recurren
a ese mecanismo.
Las diferencias entre los distintos países residen en los siguientes aspectos:
• Si la licitación es realizada por los distribuidores o por una autoridad del mercado
• El producto comprado, que puede ser toda la energía efectivamente generada por
el generador, un contrato forward de suministro por una curva de carga o bloque
de energía prefijado, o una opción de compra respaldada por energía firme, a la
manera del Cargo de Confiabilidad de Colombia.
• Si las licitaciones admiten exclusivamente oferentes de una fuente en particular
(por ejemplo ERNC de un tipo dado en cada licitación), o si por el contrario
compiten entre sí todas las ERNC y las fuentes convencionales.
3. Regulación del comercio internacional de energía
Casi todos los países prácticamente sin excepciones, basan su abastecimiento
eléctrico en centrales localizadas en su propio territorio, con lo que la mayor parte de
los marcos regulatorios de la generación no ha prestado gran atención en el pasado al
tema del comercio internacional. En general ha sido necesario establecer
posteriormente normas nacionales específicas ante el desarrollo de proyectos
concretos de interconexión, junto a normas acordadas en forma bilateral o multilateral
por los países involucrados, y en algunos casos los marcos regulatorios se han
adaptado en consecuencia.
Aún en sus procesos de apertura al comercio internacional de energía, los países de
nuestra región mantienen consideraciones de autonomía que los llevan a limitar el
grado de dependencia de las importaciones como parte de su política energética
(Ruchansky, 2014)
Por sencillez se omite en este punto el problema técnicamente complejo de la
coordinación e intercambio de los servicios complementarios, como reservas
operativas, capacidad de regulación, etc., entre países interconectados, y se está
considerando sólo la venta de energía. Del mismo modo no se analiza el tema de los
cargos de trasmisión por el transporte internacional, que puede ser extremadamente
importante.
Las cuestiones técnicas y económicas relevantes para el comercio internacional de
energía eléctrica dependen del marco institucional en el que tiene lugar el comercio,
particularmente de la importancia que tengan las normas e instituciones bilaterales o
multilaterales que se crean para el comercio.
En lo que sigue se presentan tres casos de nuestra región, que difieren en esa
dimensión: el comercio internacional entre los países del Mercosur, el comercio en la
CAN y particularmente entre Colombia y Ecuador y el comercio en el Mercado
Eléctrico Regional de América Central.
El comercio internacional de electricidad tiene dos grandes modalidades: el comercio
de excedentes de oportunidad o comercio internacional spot, y el comercio mediante
contratos de largo plazo con garantía de suministro.
Respecto al comercio internacional spot de electricidad, los principales puntos de
interés para el negocio de generación son:
• Quiénes están habilitados para decidir las ofertas de exportación, es decir si la
iniciativa sobre la realización de ofertas de comercio y los precios que se ofertan
corresponde a los propios generadores o al operador del sistema vendedor.
• Cómo es el reparto de los beneficios del comercio entre los países que participan
• Cómo afecta el comercio internacional a los precios spot de los países que
comercian. Normalmente los precios tienden a subir en el país exportador y a bajar
en el país importador. En algunos marcos regulatorios, se establecen normas para
que las transacciones internas se liquiden a un precio spot antes de exportar, para
evitar la afectación a los compradores en el mercado spot.
Por su parte, el comercio mediante contratos internacionales de largo plazo con
garantía de suministro, firmado por empresas de cada país, tendría grandes beneficios
potenciales, ya que permitiría a un país comprador sustituir no sólo energía generada
localmente por importaciones (lo que puede obtenerse también por el comercio spot),
sino también evitar la realización de inversiones cuantiosas en capacidad de
generación.
En la región existen varios casos de contratos firmes de suministro internacional.
Puede mencionarse los contratos de potencia firme con opción al suministro de
energía en los que Argentina actuó como exportador en el período 2000-2004
aproximadamente (por 2000 MW a Brasil, por hasta 625 MW a Chile y por 330 MW a
Uruguay) y el abastecimiento firme de energía de Venezuela a Brasil para la ciudad de
Boa Vista por 200 MW.
Los contratos tienen la ventaja de que permiten asegurar un flujo de ingresos estable y
en el largo plazo para la empresa vendedora, que le permite financiar la realización de
grandes obras de interconexión. Esto ha ocurrido por ejemplo en el caso de las dos
exportaciones a Brasil indicadas anteriormente.
Un aspecto importante de los contratos internacionales es el de la garantía de
suministro. En un contrato local dentro de un país, el regulador está capacitado para
determinar con precisión la garantía de suministro que puede aportar el vendedor y
para sancionar los eventuales incumplimientos del vendedor. En un contrato
internacional, la garantía de suministro está supeditada a las disposiciones
regulatorias del país vendedor. Las reflexiones anteriores sugieren que si bien los
contratos internacionales son una herramienta potencialmente beneficiosa, no son un
sustituto perfecto de la instalación de capacidad de generación local, ante la
posibilidad de crisis de abastecimiento en el país vendedor. En la práctica la mayor
parte el comercio en la región tiene el carácter spot o de oportunidad y no se hace
mediante contratos firmes.
3.1 El comercio internacional en la región del Mercosur
3.1.1 Centrales binacionales
En el área del Mercodur existen tres centrales binacionales importantes: Itaipú,
compartida por Brasil y Paraguay, Yacyretá, compartida por Argentina y Paraguay y
Salto Grande, entre Argentina y Uruguay.
Las centrales binacionales tuvieron un doble papel en el desarrollo del comercio
internacional en la región. En primer lugar, fue su construcción la que permitió la
construcción de las interconexiones en Extra Alta Tensión entre los países. Por otro
lado, los tratados en los que se acordó su construcción establecieron regímenes para
el uso compartido de la capacidad instalada y energía de las centrales, que en la
práctica se constituyeron en regímenes de comercio internacional.
En las tres centrales los países involucrados establecieron regímenes para compartir
la potencia en la que los países menores en cada caso (Paraguay y Uruguay)
comenzaron a tomar una fracción reducida de la capacidad instalada, y adquirieron el
derecho a aumentarla hasta el 50% según cronogramas acordados. También se
establecieron en los acuerdos precios para la toma por el país mayor de la energía no
tomada por el otro.
El proceso de amortización de las deudas por la construcción y de alcanzar el reparto
por mitades de la capacidad instalada se completó en 1995 para Salto Grande, y a
partir de entonces la energía de cada parte es libremente disponible por ella. En Itaipú
y Yacyretá las centrales binacionales de Paraguay, los respectivos socios tienen la
prioridad en la toma de la energía no empleada por Paraguay.
3.1.2 Comercio spot o de oportunidad
En el Mercosur no se ha desarrollado una normativa multilateral para el comercio
internacional spot de energía y el comercio se ha desarrollado según acuerdos
bilaterales o por negociaciones caso a caso. Se presenta a continuación algunas de
las modalidades que han adoptado las transacciones.
3.1.2.1 Ofertas de energía a precios definidos por el vendedor
Una parte del comercio de energía eléctrica entre Argentina, Uruguay y Brasil ha
tenido lugar en los últimos años a través de ofertas de precios de los generadores del
país vendedor que se trasladan al despacho del país comprador, sin estar sujetas a
reglas en la formación de precios. Esa ha sido aproximadamente la operativa por la
cual en el período 2005-2010, Argentina y Uruguay comerciaron energía térmica, y
Uruguay importó desde Brasil.
Entre Argentina y Uruguay han existido situaciones de comercio en las que las
transacciones de energía se hicieron durante ciertos períodos según reglas
preacordadas, eliminando los costos de la negociación caso a caso de los precios.
Esas reglas se describen a continuación.
3.1.2.2 Reparto igualitario de beneficios
En este régimen se definen los precios de modo que se reparta el beneficio del
comercio en partes iguales entre ambos países, comprador y vendedor. Este
mecanismo es uno de los previstos en el Convenio de Interconexión entre Uruguay y
Argentina de 1983, con el nombre de modalidad Sustitución, y se empleó con
frecuencia en los primeros años luego de la interconexión.
3.1.2.3 Venta al costo variable más un margen de ganancia
En este régimen, el precio que el vendedor ofrece por cada recurso que emplea
incrementalmente para exportar es la suma del costo variable más un margen de
ganancia máximo por unidad de energía, fijado por tipo de central, o con algún otro
criterio preacordado que resulte aceptable para los dos países.
Las modalidades Potencia, Emergencia y venta en Contingencia del Convenio de
Interconexión entre Uruguay y Argentina, para la exportación de excedentes térmicos
son de este tipo. El margen se estipuló en ese acuerdo como el costo fijo medio del
recurso (inversión más operación y mantenimiento), incluso una rentabilidad sobre los
activos de la central, suponiendo un factor de utilización elevado.
3.1.2.4 Intercambio con devolución de reservas hidráulicas
En este régimen, un país importador de energía obtiene energía hidráulica embalsada
del exportador, generando el compromiso de devolución. Ha sido empleado en
diversas ocasiones para la cesión temporaria de energía de Brasil a Argentina y
Uruguay, a partir de 2005 (Rodrigues, 2012): Brasil cedió transitoriamente energía
hidroeléctrica embalsada a Argentina y Uruguay, la que debió ser devuelta en un
período preestablecido. En caso de que en el momento de la devolución el valor del
agua resultase inferior al del momento de la venta, Brasil requería una compensación
monetaria por la diferencia.
Si bien no se ha aplicado hasta ahora, es concebible una modalidad simétrica en la
que este tipo de transacción se haga por interés del país exportador de la energía
hidráulica, para emplear transitoriamente capacidad de embalse del país receptor.
3.1.3 Comercio en contratos
Al igual que para el comercio spot, en el Mercosur no hay una regulación
supranacional multilateral para la realización de contratos.
Los contratos firmes que se han suscrito en la región fueron contratos de exportación
de empresas de Argentina a compradores en sus países vecinos (Brasil, Chile y
Uruguay) durante el período 1997-2004, en el que Argentina disponía de excedentes
de capacidad de generación y disponibilidad de gas natural.
La forma de los contratos consistía en la puesta a disposición de potencia firme por
parte del vendedor, teniendo la empresa compradora en el país importador la opción
de requerir la energía asociada a esa potencia, la que debía ser suministrada
físicamente a través de la interconexión.
Los contratos pagaban los peajes de las redes nacionales y los de las instalaciones de
interconexión fijadas por cada país.
La posibilidad de flujos comerciales en el sentido opuesto al del contrato estaba
contemplada por la reglamentación argentina, a través de ofertas de precio con validez
durante un período estacional semestral (Anexo 30 de los Procedimientos de
Cammesa).
Los supuestos de la exportación de potencia firme desde Argentina cambiaron
radicalmente a partir de 2004, al desaparecer los excedentes en Argentina, con lo cual
a través de negociaciones esos contratos de exportación no fueron renovados o
dejaron de tener validez.
No se han firmado nuevos contratos de potencia firme entre los países del Mercosur
desde entonces.
3.2 El comercio en la Comunidad Andina de Naciones. Las
Transacciones Internacionales de Electricidad de corto
plazo.
Los países de la Comunidad Andina de Naciones (Bolivia, Colombia, Ecuador, Perú y
Venezuela) se dieron en 2002 un marco jurídico multilateral para el comercio
internacional de electricidad y la ejecución de interconexiones, mediante la Decisión
536 de la CAN, de diciembre de dicho año y posteriormente las Decisiones 720 y 757.
Dentro de ese marco, los países introdujeron reglamentaciones adicionales en el
marco regulatorio de cada país, que permitieron desde el comienzo de la operación de
la interconexión la realización del comercio spot de energía, mediante las llamadas
Transacciones Internacionales de Electricidad de corto plazo (TIE). Las transacciones
de largo plazo mediante contratos no estaban implementadas aún en 2016.
La operativa del comercio spot mediante las TIEs se basa en la determinación de
precios nodales del país exportador y del país importador, y en el reparto de las rentas
de congestión resultantes. Se denominará en adelante a este régimen de comercio
precios de nodo y reparto de rentas de congestión. El comercio entre Colombia y
Ecuador ha seguido esta normativa.
La operativa puede resumirse en forma simplificada como sigue:
• El país candidato a actuar como importador establece un precio de oferta de
importación, el mayor precio al cual está dispuesto a importar, mientras que el país
candidato a exportar establece un precio de oferta de exportación, en el que se
incluye el costo marginal de la energía exportable, más los cargos que en el
mercado exportador corresponden a la demanda. Si el precio de oferta de
exportación es menor al de importación se decide la realización de la transacción.
• El organismo encargado del despacho económico del país importador define una
curva de demanda de importaciones, en bloques cantidad-precio, y simétricamente
el despacho del país exportador define una curva de oferta de exportaciones. En
esas curvas se consideran los costos marginales o precios ofertados de los
generadores, más otros cargos que corresponda en la regulación del país
exportador. En la construcción de esas curvas se emplean los mismos costos
auditados o precios ofertados a los despachos nacionales que se usan en el
despacho antes de las transacciones internacionales de energía.
• El país importador paga por la energía el costo marginal de su mercado luego de
considerar la importación y el país exportador recibe el costo marginal del recurso
más costoso empleado en la exportación.
• Si como resultado de la transacción se emplea en su totalidad la capacidad de la
interconexión, aparece una diferencia significativa entre el costo marginal del país
importador y el costo marginal del país exportador (ambos luego del comercio), y
se genera una renta de congestión. La renta de congestión es igual a la
diferencia entre ambos costos marginales multiplicada por la cantidad de energía
trasmitida, que es igual a la capacidad de la interconexión. Esta renta de
congestión debe repartirse entre los países de acuerdo a un criterio predefinido.
En el comercio internacional siguiendo un régimen de este tipo entre dos países
cualesquiera, es probable que aparezcan rentas de congestión en las interconexiones,
ya que generalmente la capacidad de las interconexiones es relativamente pequeña
en comparación con la capacidad instalada y la demanda de los países que
comercian. Es decir que muy frecuentemente, aún luego de emplearse la totalidad de
la capacidad de la interconexión, el costo marginal del país vendedor seguirá siendo
menor que el costo marginal del país comprador.
El reparto de las rentas de congestión es un punto muy relevante. En el caso del
comercio entre Colombia y Ecuador, ambos países acordaron inicialmente que las
rentas de congestión se repartiesen en proporción a la demanda abastecida por el
país exportador, suma de la demanda local del país exportador más la energía
exportada. Posteriormente a partir de la Decisión CAN 757 se acordó el reparto por
partes iguales.
El gráfico siguiente esquematiza simplificadamente el mecanismo de formación de
precios descrito. Por simplicidad, se supone aquí que los únicos costos relevantes en
los países son los costos marginales de la energía, excluyendo otros cargos que
puede establecer la regulación, que la interconexión no tiene pérdidas y que ambas
curvas de costo marginal son continuas (en realidad las curvas tendrán escalones
según los costos variables de los recursos de generación de ambos países).
La curva de demanda de importaciones y la curva de oferta de exportaciones son
entonces las respectivas curvas de costos marginales de los países.
La generación del país A, que actúa como exportador, crece de izquierda a derecha.
La generación del país B, importador, crece de derecha a izquierda.
Se muestran las curvas de costo marginal de ambos países: la curva CMgA(gA) del
país A crece con la generación de A, de izquierda a derecha; la curva CMgB(gB) del
país de B crece con la generación de B, de derecha a izquierda.
Antes del comercio cada país genera exactamente su demanda y los costos
marginales son CMgAInicial y CMgB
Inicial . La exportación de A a B hace que aumente el
costo marginal de A y que se reduzca el costo marginal de B.
La cantidad exportada óptima es la menor entre:
• la capacidad de la interconexión
• y la exportación que iguala el costo marginal del exportador (incrementado por el
porcentaje de pérdidas) con el costo marginal del importador.
• Si la interconexión es muy grande, los costos marginales después del comercio
tienden a hacerse prácticamente iguales y las rentas de congestión son
insignificantes.
• Si la interconexión es relativamente reducida, que es el caso que muestra el
gráfico donde la exportación emplea la totalidad de la capacidad de la
interconexión, el costo marginal del vendedor termina por debajo del costo
marginal del comprador y aparece una renta de congestión igual al área bcde del
gráfico.
En la transacción por el comercio, el país A recibe CMgAFinal por unidad de energía
exportada, más su cuota parte de las rentas de congestión. El país B paga CMgBFinal
por unidad de energía, y recibe su cuota parte de las rentas de congestión. El precio
unitario de venta de A a B implícito en esta transacción es igual a:
pAB = CMgAFinal + rA(CMgB
Final - CMgAFinal)
donde rA es la fracción de las rentas de congestión que corresponde al país A.
En el gráfico, el país A obtiene como beneficio del comercio el área edf, más su cuota
parte de la renta de congestión bcde. El país B obtiene como beneficio acb más su
parte de la renta de congestión.
Como resultado, la parte del beneficio que toca a cada país depende del acuerdo para
el reparto de las rentas de congestión y de la forma de las curvas de costo marginal de
ambos países en función de la potencia generada.
Para contribuir a la comprensión de este método, es conveniente realizar el
ejercicio práctico planteado como actividad, al final del módulo.
3.3 El comercio en el Mercado Eléctrico Regional (MER) de América
Central
En el MER de América Central la solución institucional buscada ha sido la creación de
un mercado y una regulación supranacionales, que se suma a los mercados y
regulaciones nacionales. Existe un Ente Operador Regional y una entidad regulatoria
regional, la Comisión Regional de Integración Eléctrica (CRIE). Para la elaboración de
este punto se ha empleado información de CRIE (2015) y CRIE (2016).
La operativa de las transacciones internacionales tanto spot como de contratos es
entonces semejante a la que existiría en un mercado único mayor, con precios spot
nodales y contratos de largo plazo de suministro, como lo que se ha visto en el Módulo
2.
El proceso de construcción de esa regulación supranacional y armonización con las
normas nacionales se fue desarrollando en paralelo al de construcción del sistema
troncal de trasmisión regional, el llamado SIEPAC. El SIEPAC es el principal sistema
de trasmisión que soporta el mercado regional, al unir los seis países de la región y
tiene múltiples nodos de inyección y extracción de la energía que se comercia, en la
llamada Red de Transmisión Regional (RTR).
3.3.1 Transacciones spot. Mercado de Oportunidad Regional
En el MER de América Central, el comercio internacional spot o de oportunidad se
realiza empleando un sistema de precios nodales semejante al descrito en el punto
anterior para dos países, pero aplicado ahora a un contexto multilateral.
El Mercado de Oportunidad Regional permite a los agentes del MER realizar
intercambios de energía con base en ofertas de oportunidad de inyección y retiro de
energía, que se presentan con un día de anticipación a la operación del Mercado.
Las transacciones en el Mercado de Oportunidad Regional resultan del predespacho
de inyecciones y retiros de energía en los nodos de la red del RTR, de acuerdo con un
modelo de optimización de la operación económica.
El Ente Operador Regional determina cantidades inyectadas y retiradas óptimas
maximizando el beneficio del comercio. El beneficio del comercio es la diferencia del
ingreso por las ofertas de retiro menos el costo de las ofertas de inyección. Para
determinar el comercio se tienen en cuenta las pérdidas y las restricciones de la RTR.
Como resultado de las inyecciones y retiros en cada país determinadas por el
operador, resultan las importaciones o exportaciones netas.
Los precios de nodo se determinan como los costos marginales de abastecer la
demanda en cada uno de los nodos de inyección o retiro. Expresado de otra forma, el
precio en un nodo es la reducción en el beneficio total por tener que abastecer 1 MWh
adicional en ese nodo, tomando energía de las ofertas de inyección remanentes o
reduciendo el consumo de las ofertas de retiro aceptadas.
Las inyecciones (ventas) y retiros (compras) de energía de oportunidad en la RTR,
reciben y pagan respectivamente el precio de nodo en el nodo de inyección y retiro
correspondiente. Las rentas de congestión que se generan se destinan en el MER a
pagar a los propietarios de derechos de trasmisión por las líneas, como se verá en el
punto siguiente.
► El gráfico siguiente representa un ejemplo extremadamente simplificado de precios
nodales, para tres nodos, que podrían corresponder a tres países, suponiendo
despreciables las pérdidas de trasmisión, que no existen contratos firmes empleando
la red y que en cada país se hace una única oferta. Por eso el ejemplo no pretende
reflejar en forma realista un mercado sino sólo ilustrar la forma de obtener los precios
de nodo cuando existen más de dos nodos.
A B C
TABmax=300MW TBC
max=200MW
IB=(150MW, 120USD/MWh)
200 MW 200MW 200MW
200 MW
PB=80USD/MWh PC=150USD/MWh PA=80USD/MWh
IA=(250MW, 80USD/MWh) RC=(300MW, 150USD/MWh)
En el nodo A hay una oferta de inyección IA de un generador de 250 MW a precio 80
USD/MWh. En el nodo B hay una oferta de inyección IB de 150 MW a precio 120
USD/MWh. En el nodo C hay una oferta de retiro RC de un gran consumidor por
ejemplo, de 300 MW a 150 USD/MWh. La línea AB tiene una capacidad de transporte
máxima TABmax=300 MW y la línea BC una capacidad máxima TBC
max=200 MW.
El operador determina la forma óptima de abastecer los retiros con las inyecciones,
dados los precios y las restricciones de la red. En el objetivo del problema del
operador, abastecer cada MWh de una demanda tiene como beneficio el precio de la
oferta de retiro y emplear cada MWh de una oferta de inyección tiene como costo el
precio de esa oferta.
En el ejemplo el resultado del despacho óptimo es que:
• el generador de A, cuya oferta es más barata que la del generador de B, inyecta
efectivamente 200 MW de los 250 que ha ofertado, que son transmitidos al nodo B
y luego al C, saturando la capacidad de transporte TBCmax.
• el generador de B no es despachado, porque su oferta es más cara que la de A, y
porque que los 200 MW inyectados por el generador de A y destinado a la
demanda en C, no dejan margen en la línea BC.
• los 200 MW inyectados en A son trasmitidos a C, donde son retirados por el
consumidor, que ha logrado abastecer sólo 200 de sus 300 MW demandados en el
mercado.
Los precios de mercado resultan de determinar qué recurso abastecería una demanda incremental de 1 MWh en cada uno de los nodos y ver el efecto sobre el objetivo que está maximizando el operador:
• Una demanda adicional de retiro en el nodo A sería abastecida con la oferta IA de
la que quedaron sin emplear 50 MW, por lo tanto el precio de nodo pA es igual a 80
USD/MWh
• Una demanda adicional de retiro en el nodo B sería abastecida también con la
oferta IA de la que quedaron sin emplear 50 MW, ya que la línea AB tiene
capacidad remanente. Por lo tanto el precio de nodo pA es igual a 80 USD/MWh
• Una demanda adicional de retiro en el nodo C sólo podría ser abastecida
reduciendo el retiro RC, con una reducción del objetivo igual a 150 USD/MWh.
Aparece una renta de congestión en la línea BC, igual a: 200 x (150 USD/MWh – 80 USD/MWh) = 14000 USD por hora ◄
3.3.2 Contratos firmes en el MER
La realización de contratos firmes internacionales tiene características muy similares a
las vistas en el módulo 2, cuando se trató el efecto de la red de transmisión sobre los
contratos, dentro de un mismo sistema eléctrico, en el punto 2.1.6 de dicho módulo.
En el MER se pueden realizar contratos firmes entre empresas de distintos países
empleando la red regional. En un contrato firme la parte vendedora se compromete a
vender energía firme a la parte compradora en el nodo de retiro de la RTR. Una de las
partes debe contar con transporte firme mediante la posesión de Derechos Firmes de
transmisión en el sentido del flujo, desde el nodo de inyección al nodo de retiro, si bien
en cada momento el cumplimiento del contrato puede realizarse con energía
comprada por el vendedor en el mercado de oportunidad en el nodo de retiro.
A cada transacción en contratos se le aplica un Cargo Variable de Transmisión igual a
la diferencia del precio nodal de retiro menos el precio nodal de inyección asociados al
contrato, multiplicado por la cantidad de energía del contrato.
La posesión de Derechos Firmes además de conceder a su titular el derecho pero no
la obligación de inyectar potencia en un nodo de la RTR y a retirar potencia en otro
nodo de la RTR le atribuye el derecho a percibir o la obligación de pagar, según el
resultado de la diferencia entre el producto del precio nodal en el nodo de retiro por la
potencia de retiro del Derecho Firme menos el producto del precio nodal en el nodo de
inyección por la potencia de inyección del Derecho Firme. Esto le permite a las
empresas que contratan cubrirse para el pago del Cargo Variable de Trasmisión.
Para la atribución de los Derechos Firmes el EOR realiza subastas, en las que
mediante un procedimiento llamado Prueba de Factibilidad Simultánea, se representa
el conjunto de restricciones físicas de la red de modo que el resultado de la subasta
sea un conjunto de Derechos Firmes que permitan de ser necesario el cumplimiento
físico de las inyecciones y retiros de los contratos.
Estos Derechos Firmes del MER se corresponden con el concepto de derechos de
congestión visto en el punto 2.1.6 del Módulo 2, donde se describe el efecto de las
redes de trasmisión en los contratos, si bien extendido a un ámbito multinacional.
4. Resumen de la regulación del sector generación en los países
de CIER
En lo que sigue se presenta un breve panorama de la situación de los marcos
regulatorios en el sector generación eléctrica en los países de CIER en el año 2015,
que complementa los ejemplos presentados en los tres módulos.
Se describe en este resumen sólo las tendencias mas importantes seguidas en los
países de la región, en tanto que una sinopsis de la situación específica de cada país
puede ser consultada en el documento de CIER (2016).
En la mayor parte de los países de CIER la generación es una actividad
competitiva, pero en la región existe variedad de estructuras y modelos
regulatorios.
La regulación en muchos de los mercados competitivos de la región ha alcanzado en
muchos de ellos un elevado grado de madurez, en el sentido de estar totalmente
implantada, contar con un numerosos generadores privados y estatales y haber
experimentado cambios para su perfeccionamiento a partir de su formulación inicial.
En cambio en otros países de la región, el sector eléctrico está basado en una
empresa o un conglomerado de empresas estatales con carácter monopólico, que
poseen la totalidad o la mayor parte de la generación. Esas empresas se encargan de
las inversiones de expansión del sector. Esta es la situación en Paraguay, Venezuela,
Ecuador y Bolivia. En Costa Rica, el ICE actúa como comprador único y por sí mismo
o a través de sus filiales realiza la mayor parte de las actividades del sector, estando
limitada por la normativa la generación privada a un 30% de la capacidad. En Uruguay,
si bien existe una normativa de mercado competitivo, la empresa estatal UTE participa
en la expansión de la generación con sus propias centrales y en la práctica actúa
como comprador único de una gran cantidad de proyectos de ERNC de privados. En
todos estos países la expansión de la generación resulta entonces directamente de las
decisiones de construcción de centrales o de compra de energía resueltas por las
autoridades públicas.
En una gran parte de los países de la CIER es muy importante la generación
hidráulica y esto determina fuertemente el diseño de la regulación.
Según datos de CIER, en 2014 las centrales hidroeléctricas de gran porte generaron el
55% de la energía destinada a las redes de servicio público en América del Sur y el
45% en América Central y generaron más del 50% de la energía en seis de los diez
países de América del Sur y en dos de los seis países de América Central.
Como resultado de la importancia de la generación hidráulica, en gran parte de los
países de la región, los costos marginales y los precios spot pueden variar fuertemente
como resultado de la aleatoriedad de la generación hidráulica, y las eventuales crisis
de abastecimiento se manifiestan ante las situaciones de sequía. Como se ha visto en
el curso, en este tipo de sistemas eléctricos el mercado spot es particularmente
inadecuado para sostener la expansión rentable de la generación, por lo que los
contratos de largo plazo y las remuneraciones a la capacidad instalada adquieren una
importancia central.
En casi todos los países con reformas regulatorias se ha optado por el modelo
de competencia mayorista pero permitiendo el acceso al mercado de un número
limitado y generalmente creciente de grandes y medianos consumidores.
Es decir que la libertad de opción del proveedor de energía no se extiende a los
pequeños consumidores, sino sólo a los consumidores que exceden cierto tamaño.
Los límites para entrar en esta categoría de clientes libres varían entre 30 kW y 1000
kW según los países. Se mantiene por lo tanto un importante papel para los
distribuidores como intermediarios de energía entre el mercado mayorista y los
pequeños consumidores regulados.
Colombia es el único país de la región en el que la regulación admite la competencia
minorista, si bien los consumidores más pequeños no pactan libremente los precios
sino que deben elegir entre comercializadores cuya formación de precios está
regulada.
En la región predomina absolutamente el modelo de despacho centralizado en el
que el operador del sistema determina el precio spot junto con el despacho
óptimo.
En todos los países de CIER con la excepción de Colombia, el despacho se hace en
base a costos auditados, y en Colombia en base a precios declarados. El Salvador
inicialmente empleaba precios declarados pero pasó a un régimen de costos
posteriormente.
El despacho es realizado en forma centralizada, y mediante modelos computacionales
manejados por el operador del sistema. En general, el uso de los embalses resulta de
dichos modelos de optimización, como resultado de lo cual se determina explícita o
implícitamente un valor del agua de cada embalse, igual al valor esperado de los
ahorros de costos operativos y de falla por disponer de un metro cúbico adicional de
agua embalsada. Las autoridades mantienen mediante el empleo de esos modelos, el
control del uso de las reservas estratégicas de los embalses
Una excepción es el caso de Colombia, donde los generadores hidráulicos tienen
libertad para declarar precios por la generación hidráulica.
En la región, el precio spot resulta entonces del costo marginal de abastecimiento
obtenido en los modelos de optimización de la operación. En algunos países el precio
spot no puede superar una cota superior fijada por el regulador, como en Brasil y
Uruguay, que se establece para limitar los riesgos de los compradores en el mercado
spot.
En buena parte de los países que cuentan con mercados competitivos, las
normas obligan a los distribuidores o comercializadores a firmar contratos que
cubran la mayor parte o la totalidad de la demanda de sus clientes regulados,
con cierta anticipación. Una obligación semejante se aplica a los clientes libres
por sus propias demandas.
La extensión de la obligación en cuanto a cantidad varía entre el 80% y con
anticipación de unos pocos años (por ejemplo en Nicaragua y El Salvador) y el 100% y
requiriendo contratos de muy largo plazo (por ejemplo Brasil y Chile). Estos contratos
resultan en general de licitaciones abiertas realizadas por los distribuidores en forma
individual, o por las propias autoridades del mercado. En general los distribuidores
trasladan a las tarifas el precio resultante de la licitación. Las licitaciones pueden tener
un precio techo fijado por el regulador.
En general estos contratos deben estar respaldados por capacidad de generación de
centrales puestas a disposición por el vendedor, es decir deben ser contratos con
garantía de suministro. Esa capacidad de generación está medida en energía firme o
potencia firme, que son magnitudes que tienen definiciones algo diferentes en cada
país, pero que miden la contribución de las centrales al abastecimiento del sistema en
las situaciones críticas, que en gran parte de los países coinciden con los períodos de
alta demanda diaria durante las sequías. En Colombia en cambio los contratos
implican compromisos puramente financieros.
La obligación de contratar es cumplida por los clientes libres mediante contratos
libremente negociados con los generadores.
Casi todos los países de la región que tienen mercados competitivos, cuentan
con remuneraciones a la capacidad de generación.
Una excepción es el caso de Brasil, donde no se prevén esas remuneraciones a la
capacidad.
Estas remuneraciones se conceden a los generadores en proporción a su potencia o
energía firme.
Los montos unitarios de estas remuneraciones son determinados en forma
administrativa o bien por procedimientos de mercado.
El precio unitario de la potencia firme se define generalmente a partir del costo fijo de
una turbina a gas, como central que proporciona potencia de punta, más un margen de
reserva.
En Colombia, las remuneraciones a la capacidad, otorgadas mediante el Cargo por
Confiabilidad, son el principal factor de estabilidad de los ingresos de largo plazo de
los generadores y se conceden por plazos de hasta 20 años para centrales nuevas a
construirse. La asignación de la potencia entre los generadores y los precios, son el
resultado de licitaciones.
Además de la participación empresarial del estado, que es importante en varios
de los países, las autoridades públicas mantienen en general una incidencia
fuerte en el sector a través de políticas sectoriales y de la planificación.
Todos los países de la región cuentan con algún tipo de planificación para la
expansión de la generación.
En países como Ecuador, Bolivia, Costa Rica, Uruguay o Venezuela donde empresas
o corporaciones estatales son monopólicas o tienen una incidencia central en el
sector, esas empresas son las que llevan adelante la mayor parte de las políticas
sectoriales, las que pueden incluir, como en el caso de Costa Rica o Uruguay, la
compra de energía a generadores privados.
En buena parte de los países en los que existen mercados mayoristas competitivos,
las autoridades dirigen la realización de las licitaciones para el suministro a los clientes
regulados y usan esta herramienta para determinar en gran medida cuáles son las
fuentes de energía que se incorporan al sistema. En Brasil las autoridades emplean
esas licitaciones para determinar la construcción de los grandes proyectos
hidroeléctricos, que son desarrollados por los generadores ganadores de las
licitaciones.
Muchos gobiernos han optado por la realización de licitaciones para la incorporación
de ERNC al sistema.
Los gobiernos o las empresas estatales de algunos países han intervenido también
fuertemente en los proyectos de interconexión eléctrica internacional, y en la
incorporación del gas natural en la generación eléctrica.
Como se indicó antes, los lectores interesados en un análisis comparativo del
conjunto de los países de CIER, lo pueden encontrar en el documento de CIER
“Señales Regulatorias para la Rentabilidad e Inversión-Generación Energía
Eléctrica” de 2016”.
Resumen
La planificación es el sustento racional de las decisiones de las autoridades estatales
para orientar o a veces comandar la evolución del sistema eléctrico. Como resultado
de la planificación, las autoridades intervienen con distintas medidas para incidir en la
expansión de la generación, entre otras:
• Las decisiones de construir determinados proyectos esenciales para la expansión.
• Las decisiones de incorporar fuentes primarias, en particular las ERNC, lo que en
nuestra región ha tenido lugar mediante licitaciones diseñadas por las autoridades.
• Las directivas que los gobiernos dan a las empresas estatales para desarrollar
proyectos o estrategias que implementan las políticas energéticas.
• Los cambios en la regulación que se realizan con propósitos específicos y que no
son neutros en la forma de afectar las distintas tecnologías y empresas
• El desarrollo de interconexiones eléctricas y las políticas respecto al comercio
internacional.
• Las intervenciones ante dificultades en el funcionamiento de los mercados
eléctricos mediante medidas excepcionales.
En los mercados competitivos de la región, la herramienta más importante con la que
cuentan las autoridades para incidir en la expansión del sistema son las licitaciones
para la expansión. Estas licitaciones cumplen propósitos distintos según los países:
• Otorgar contratos con garantía de suministro para vender a los distribuidores, con
el fin de suministrar a los clientes regulados. Estas licitaciones pueden ser
realizadas por los propios distribuidores o por las autoridades.
• Determinar qué generadores reciben remuneraciones a la capacidad, cubiertas por
el conjunto del sistema.
• Otorgar contratos de venta de energía a generadores que emplean ERNC.
Los productos adquiridos y la mecánica de realización de las licitaciones varía entre
los países, pero la idea en común es permitir la competencia en ellas de proyectos de
nuevas centrales a construirse. Los proyectos ganadores de las licitaciones aseguran
sus ingresos y pueden de esa forma obtener financiamiento.
La mayor parte de los marcos regulatorios de la generación, al menos inicialmente,
han prestado poca atención al tema del comercio internacional. En general ha sido
necesario establecer posteriormente normas específicas ante el desarrollo de
proyectos concretos de interconexión, acordadas en forma bilateral por los países
involucrados.
El comercio internacional de electricidad tiene dos grandes vertientes: el comercio de
excedentes de oportunidad o comercio spot, y el comercio mediante contratos de largo
plazo con garantía de suministro.
El diseño de las transacciones en el comercio internacional depende esencialmente
del marco institucional del que se dotan los países. En particular importa el grado en
que los países han elaborado y aplican normas supranacionales para organizar el
comercio. En este módulo se han presentado tres ejemplos de la región, que difieren
en esa dimensión: los países del Mercosur, la Comunidad Andina de Naciones y los
países de América Central.
El comercio spot da lugar a distintas modalidades de transacción que conducen
implícita o explícitamente a un reparto de los beneficios del comercio entre los países.
En general es conveniente que los países acuerden reglas para la formación de los
precios en el comercio, dadas las ineficiencias de negociar precios en cada ocasión.
Algunas de estas modalidades descritas en el módulo son la fijación de precios de
nodo y reparto de las rentas de congestión, el reparto en partes iguales del beneficio
del comercio, y la venta al costo variable incluso un margen de ganancia para el
vendedor.
Si bien en la región se han firmado en el pasado algunos contratos internacionales
firmes, los contratos internacionales generalmente no son un sustituto perfecto de la
instalación de capacidad de generación local, ante la posibilidad de crisis de
abastecimiento en el país vendedor. En esa situación, no es esperable que los
contratos se cumplan en su integridad. En la actualidad los contratos firmes no tienen
un papel importante en el comercio internacional de la región.
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