INTRODUCCIÓN AL SECTOR ELÉCTRICO COMPETITIVO
3ra Parte
El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica
Clase 3
FACULTAD DE INGENIERÍA
UNIVERSIDAD DE LA REPÚBLICA
Plan de esta parte
z Clase 1: Conceptos generales
z Clase 2: Despacho económico
z
Clase 3:
–
Contratos
–
Pagos por capacidad
–
Funcionamiento de los mercados en la UE
z Clase 4: El nuevo reglamento uruguayo
Algunos resultados de
programación del despacho
Valor del agua: Resultados de LP
Valor del agua en semana 1, en US$/Hm3 Clase
aporte 1 2 3 4 5 6 7 8 9
1 108 43 28 25 24 22 20 19 13
2 59 31 25 24 22 20 19 17 12
3 33 25 23 21 19 17 16 15 10
4 21 17 15 14 13 12 11 10 7
5 16 13 11 10 9 8 8 8 6
Nivel de stock de agua en Bonete
Variable de estado hidrológico
Costos variables: programación diaria
Informe de costos variables por central, fecha 01/10/2003, $/MWh
Fuente: Página del DNC (www/dncu.gub.uy)
HORA TERRA BAYG. PALMAR CB5 CB6 SALA B TGAA CTR1 CTR2
1 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 246 2 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 246 3 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 246 4 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 246 5 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 246 6 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 253 7 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 253 8 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 253 9 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 343 10 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 343 11 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 343 12 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 343 13 188 278 278 1619 1672 2174 4049 2717 2717 343
Río Negro Térmicas
SGU
Contratos en el MMEE
Riesgos del mercado eléctrico
z Riesgo de precios en el mercado spot
– Para el comprador que adquiere energía
z Hoy puedo comprar a 10 US$/MWh
z Si hay sequía en la región pueden ser 100 US$/MWh (CTR)
– Para el productor que la vende
z En algún momento puedo vender a 20 o 30 US$/MWh
z En el primer semestre del 2003 el precio spot era nulo z Riesgo de cantidades
– Para el comprador, si hay racionamiento
– Para el vendedor, si la central no puede generar
Riesgo de precios: instrumentos financieros
z Contratos a término (forward contracts)
– Contrato para comprar o vender un bien
z A un precio fijado
z En un momento fijado del futuro
– Ejemplo: Compra de 100 cajones de naranjas a 200 $ por cajón, el primero de julio de 2004, en Montevideo
– El precio tiene en cuenta el valor futuro, la tasa de interés, etc
– El contrato tiene un valor temporal, que puede ser nulo al firma
Instrumentos financieros (2)
z Otros instrumentos:
z Swaps: transforman un flujo de caja en otro
– Ejemplo: Generador que debe comprar petróleo
– Paga un valor fijo a la contraparte del swap, que le paga el equivalente de los pagos en el mercado spot de petróleo
z Contratos futuros: existe un mercado bien definido, en que los agentes compran o venden por adelantado, y la mayoría
“cierra” sus posiciones antes de la fecha de entrega
z Opciones
Tipos de contratos a término
z En el mercado a término se acuerdan contratos para entrega futura, con condiciones pactadas libremente entre las partes
z Tipos de contratos
– Contratos de suministro o abastecimiento: se acuerda una curva de carga y un precio
– Contratos de respaldo o de reserva: un productor
compromete su capacidad de generación como respaldo para otro productor o consumidor, a ser requerida cuando lo disponga el comprador
z El vendedor debe contar con suficiente potencia firme como para garantizar el suministro del comprador
Potencia firme de un generador
z Para comprometerse en contratos, un productor debe contar con “potencia firme”
z Es la energía que se puede suministrar en forma segura en las horas en que es más necesaria
para el sistema.
z El productor puede aumentar la potencia firme de su central con contratos de respaldo con otras centrales
z Auto productor: puede ser firme si tiene más
capacidad instalad que la necesaria para su consumo
Potencia firme, cont.
z En “forma segura”
– Para una central térmica, depende del porcentaje de tiempo en que típicamente está fuera de servicio
– Para una hidroeléctrica, debe poder generar p.ej.con probabilidad de más del 95% (teniendo en cuenta la aleatoriedad de los aportes)
z Horas en que es “más necesaria”: depende de la curva de carga de la demanda
– Horas “fuera de valle” en los días hábiles (p.ej. 7 a 24)
– Algunas horas en fines de semana y feriados
Contratos de suministro (1)
z Establecen un compromiso comercial por un paquete de energía con una potencia horaria
– A entregar por el productor, aunque no necesariamente con producción propia
– A tomar por el consumidor, aunque no necesariamente para consumo propio
z No afectan al despacho: La energía asignada al cubrimiento de la demanda resulta del despacho
económico, independientemente de la existencia de contratos
Contratos de suministro (2)
z El vendedor cubre su compromiso con generación propia sólo si la central es despachada por esa potencia
z El vendedor compra en el mercado spot la energía contratada cuando no es despachado o está indisponible
z El mercado spot funciona como respaldo
– Sólo si el sistema tiene excedentes
– Con incertidumbre en los precios
z Los precios pactados en el contrato reflejan las expectativas de precios futuros
z Con multas para el vendedor si falla en el suministro, pero
puede ser interrumpible bajo condiciones preestablecidas en el contrato (punta, falta de gas, etc)
Contratos de respaldo (1)
z El generador queda disponible como respaldo para el suministro del comprador
z El comprador paga un cargo fijo, y sólo paga por la energía cuando “convoca el contrato”
z La condición de convocatoria puede ser p. ej.
– Cuando el precio spot supera un nivel prefijado
– Cuando otra central no está disponible o no puede generar a un nivel predeterminado
z Si no hay condición de convocatoria, puede
entenderse que el contrato está convocado cuando el ISO llama a la central a generar
Contratos de respaldo (2)
z Incluye un pago por la capacidad disponible, o sea por la potencia firme que compromete el vendedor
z El operador del mercado debe tener la información suficiente para poder administrar el contrato
z Puede ser un contrato de respaldo “sin energía asociada”, en cuyo caso el vendedor sólo se
asegura el suministro que en caso de racionamiento, teniendo que pagar por la energía el precio spot
Garantía de suministro
Garantía de suministro
z Objetivo: proteger al sistema del riesgo de racionamiento
z Teoría: Si se supone que va faltar energía y que los precios van a subir, la expectativa de precios altos atrae a nuevos productores por lo que el sistema se auto regula.
z Práctica: Si la componente hidroeléctrica es grande, la
incertidumbre de precios spot disminuye el incentivo a invertir, y el riesgo de racionamiento aumenta
z Resultado: En ausencia de planificación centralizada, para evitar los racionamientos pueden ser necesarias medidas complementarias al incentivo dado por precios spot
Garantía de suministro, cont.
z Soluciones
– Planificador decide y construye o licita contratos con IPP
– Existen pagos regulados por la capacidad disponible, que atraen inversión en nueva generación
Pagos por potencia fijos (Argentina)
Pagos según probabilidad de falla (Inglaterra)
– Planificador impone obligación de contratar
Toda la demanda, al menos a los distribuidores Una parte (Uruguay)
z Problema de la dependencia del extranjero
Pagos por potencia en Argentina (1)
z Es una señal de largo plazo, orientada a la expansión del parque de generación
z Se remunera la capacidad que el sistema debe tener disponible para abastecer en forma confiable su
demanda, con cualquier hidrología
z La magnitud de los pagos anticipa o retarda las nuevas inversiones en capacidad
Pagos por potencia en Argentina (2)
z La generación recibe pagos por potencia asociados a los siguientes conceptos:
– Potencia despachada: Se remunera la potencia disponible convocada la despacho (PPAD) en todas las horas hábiles fuera de valle (90 hs. por semana)
– Potencia base en reserva: Es un complemento del
anterior tal que las centrales térmicas tienen asegurado un pago dependiente de su despacho en un año extraseco
– Reserva fría: Es reserva térmica de arranque rápido, y el precio surge de una subasta semanal
Pagos por potencia: sistema inglés
z
El pago se agrega al pago por la energía comprada en el mercado
z
Depende del costo de falla, y varía según la probabilidad p de ocurrencia de falla en el futuro
z
Precio=(1-p)*Precio Spot + p*Valor Falla
Garantía de suministro: obligación de contratar
z Alternativa al pago por potencia: obligación de tener contratos de suministro
– No hay un pago por capacidad definido, pero su “precio” queda incluido en el precio del contrato
z Problema de los distribuidores: Si los precios spot pueden bajar, un contrato de largo plazo impuesto, con precio fijo, puede no ser atractivo
z Solución: Que la regulación de distribución admita el traspaso de ese precio a las tarifas (pass trough)
– Con mecanismos competitivos de compra por contrato
– Problemático cuando hay empresas integradas
Garantía de suministro: Reserva nacional
z El riesgo de racionamiento disminuye si la demanda tiene contratos de suministro de largo plazo
z ¿Y si los contratos son con generación extranjera?
– Desde el mercado eléctrico, no tiene por que ser un problema
– Para el país, puede tener aspectos estratégicos, sobre todo si el comportamiento frente al riesgo no es el mismo
z Una solución: Un planificador (exterior al sistema eléctrico) impone un porcentaje mínimo del
suministro a cubrirse con generación nacional, y los sobrecostos se pagan como un servicio más del
sistema
Actitud frente al riesgo
(Un ejemplo con valores artificiales)
Tres criterios distintos para decidir: 1) Que el peor costo sea lo mínimo posible 2) Que el valor esperado del costo sea mínimo 3) Que el arrepentimiento sea mínimo
Decisión del planificador RN (MW) Peor costo E(costo) Arrepent
Sólo respaldo extranjero 0 0 500 5000 5000 95 4750
Reserva nacional moderada 200 100 150 400 400 108 150
Reserva nacional completa 500 250 250 250 250 250 250
Todo OK Malo Catástrofe
90% 9% 1%
0 350 4750
100 0 150
250 100 0
Arrepentimiento Estado de la naturaleza
Sobrecosto (Millones de US$)
Criterio de minimización
Aversión al riesgo
Un ejemplo con riesgo
Paga $ 25 por litro
A Valor esperado E = $25
Desviación = 0 Compra de
combustible con
opción a sorteo
Tira un dado
Sale menos de 6 Paga $10 por litro
Sale 6 Paga $70 por litro B
E = $20 (5/6*10 + 1/6*70), Desv = 22
¿Qué conviene?
z Consumidor neutro al riesgo: Elige B
z Consumidor averso al riesgo: Depende
Análisis a partir de la función de utilidad (p. ej. U(x)=sqrt(x)
U Con capital 70$ A: U =7.3
B: E(U)=6.5
Con capital 200 $ A: U =13.2 B: E(U)=13.4
Conclusión: El que tiene la plata justa elige A y el que tiene capital elige B
70 200 $
Elección para un consumidor averso al riesgo
P=$10, 5 veces de cada 6 P>$70, 1 vez de cada 6
10$
70$
100$
$ por MW 80$
Supuesto sobre el precio spot:
tiempo
Paga $25 por MW en un contrato Elección: A
Compra en el spot, con precio esperado mayor que $20 por MW
B
Conclusión: Si tiene un presupuesto de compra de energía ajustado, puede preferir la opción A
Hay un sobreprecio por comprar sin riesgo
El negocio financiero
Contrato típico de
un generador
Generador CV 70$
Costo esperado 20$
Ganancia esperada 5$
Spot
Contrato de suministro
25$ por MW
Consumidor
Entidad financiera Paga 3$ al generador Costo esperado 23$
Ganancia esperada 2$
Generador CV 70$
Spot
Contrato
de suministro 25$ por MW
Consumidor
