SEPARATA DE USO INTERNO DIAGNOSTICOS Y

SEPARATA DE USO INTERNO
DIAGNOSTICOS Y RACIONALIZACION DE LA ENERGIA
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
Docente de la Asignatura Diagnósticos y Racionalización de la Energía.
ALCANCES DEL MERCADO LIBRE DE ELECTRICIDAD:
Desde el año 1993 con la Promulgación de la Ley de Concesiones Eléctricas, el sector eléctrico
peruano pasó por las reformas estructurales que introdujeron la desregulación de sus
actividades y la creación de mercados competitivos. Estas reformas determinaron que
alrededor del 50% de la energía eléctrica consumida en el país, pasara a ser transada en el
denominado Mercado Libre de Electricidad ( según Reportes hasta Marzo del 2011 solo se
vende el 30.58 % a los 241 los Usuarios libres, siendo el mayor de ellos la Refinería
Cajamarquilla con 182 MW y la Southern Perú Cooper Corporation con 200.3 MW ) ,donde el
precio de venta a los clientes finales resulta de un proceso de competencia y libre negociación.
Así mismo, se determinó que los precios resultantes de este Mercado Libre, serían el referente
para la regulación del precio del otro 50% de la energía consumida ( actualmente el Mercado
Regulado presente es el 69.42 % ) ; esto es, los precios resultantes de la regulación no podrían
variar más allá de una banda de 10% por encima o por debajo de los precios resultantes de la
competencia y libre negociación. Se presenta el comparativo entre los precios del Mercado
Libre por Suministrador , Precio Medio del Mercado Libre ( 15.10 ctvs S/ / kwh) y el Precio del
Mercado Regulado en la Barra de Referencia de Lima ( 10.65 ctvs S/ / kwh).
INTERROGANTE : ¿Cuál es la Empresa que ofrece vender su energía al Mercado Libre a
menor precio respecto a las otras empresas? ¿ Es generador o Distribuidor?
Por lo tanto el Mercado Libre es también Mercado de Contratos .Los precios del Mercado de
Usuarios Libres se consignan en los contratos bilaterales de cada cliente con su suministrador.
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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Estos precios pactados en los contratos son en realidad precios a futuro que tienen como
referencia al Precio Spot del mercado en tiempo real, que es administrado por el Comité de
Operación Económica del Sistema (COES). Cuando una empresa generadora de energía
eléctrica (productor de energía eléctrica) decide contratar la venta de energía con un Usuario
Libre , su costo de oportunidad será el Precio Spot, ya que a ese precio podría vender su
energía en caso de no realizar el contrato con el cliente, o en todo caso, a ese precio tendría
que comprar la energía para venderla a un cliente en caso de no poder producir esa energía.
Así mismo, los precios consignados en los contratos de Usuarios Libres se caracterizan por ser
estables o amortiguados en el tiempo. De este modo, al contraer un compromiso con precios a
futuro estables, el suministrador del Usuario Libre estaría asumiendo el riesgo de la variación
del Precio Spot en el futuro. Sin embargo, en concordancia con la relación existente entre el
riesgo y el retorno esperado, este riesgo del suministrador será incorporado en el contrato
elevando el retorno esperado del mismo (premio de riesgo), a través del incremento del precio
a pactar
NOTA : Se recomienda leer el Decreto Supremo Nº 022-2009 EM con la fe de erratas de la
clase del día Viernes 13 de Mayo , siendo el límite 2.5 MW y no 2.0 MW)
ALCANCES DE DESPACHO DE ENERGIA
En un pool de generación usualmente las plantas eléctricas se despachan por orden de mérito,
es decir, van ingresando de menor a mayor costo de operación, o bien de menor a mayor
precio de oferta, hasta satisfacer la demanda del sistema ( en este caso el SEIN). En este
sistema el precio spot de la energía es el costo de operación de la última planta despachada.
Las generadoras deben decidir qué cantidad de su potencia instalada comprometen mediante
la firma de contratos y cuánta capacidad ofrecer en el mercado spot. Por esto, las generadoras
del sistema tienen una noción de cuánto van a generar y a qué precio van a vender
Esta regla de despacho minimiza no sólo los costos de operación del sistema en el corto plazo,
sino que también en el largo plazo. En efecto, se puede probar que induce una inversión
eficiente en plantas con distintos costos de operación e inversión. Sin embargo, en el mundo
real no se cumplen necesariamente las condiciones requeridas para obtener dichos resultados.
Como resultado del balance de oferta y demanda existente en cada hora, de los costos
variables de producción de las centrales térmica y del “valor del agua” de las centrales
hidráulicas surgen los precios de la energía definidos como el costo marginal de corto plazo en
que incurre el sistema para suministrar una unidad adicional de energía a la demanda de cada
hora.
COSTO MARGINAL: El costo marginal de corto plazo es lo que cuesta producir una unidad más
cuando se está a plena producción.
Para un Generador eléctrico el costo marginal es el aumento en sus costos por producir un
kWh más y prácticamente es el costo del combustible que gasta para producir ese kWh de
más.
En el SEIN el costo marginal del sistema (también conocido como precio SPOT) es el
incremento del costo total por kWh adicional demandado y coincide con el costo marginal de
la máquina de mayor costo marginal que se encuentra entregando energía en el sistema en
ese momento, pues esta máquina es la que debe proveer ese kWh adicional.
Tenemos la evolución del Costo Marginal Promedio Mensual desde el año 2001 al 2010 en
comparación a la producción de energía según su recurso. En muchos casos el Costo Marginal
ha superado los 220 U$/MWh tal como ocurrió en Agosto del 2008. Debido a la reducción de
los caudales de agua llegando a cubrir las Centrales Hidráulicas tan solo el 50% de la Demanda
, llegando a tener una presencia del 5 % en la cobertura de demanda el Petróleo Diesel.
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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Entonces el Precio Spot de Energía Eléctrica de un sistema eléctrico, denominado también
Costo Marginal de Corto Plazo, está dado por el costo variable de operación de la última
central de generación requerida para cubrir la demanda. En un sistema eléctrico como el
Peruano, donde se tiene un parque de generación preponderantemente hidráulico, este precio
se encuentra fuertemente influenciado por las temporadas de lluvias de las cuencas
correspondientes. En los periodos de lluvias el Precio Spot tiende a bajar debido a la mayor
posibilidad de generación de las centrales hidráulicas.( pero también se ve mermado por la
presencia de gran cantidad de sedimentos o lodos en los caudales que alimentan a las
Centrales Hidroeléctricas)
El Precio Spot de Energía Eléctrica es el precio utilizado en las transacciones entre generadores
de un sistema eléctrico interconectado . A pesar de que se tiene un Precio Spot con valores
horarios o diarios, en el Perú no existe un mercado spot horario o diario de energía eléctrica,
las transacciones a Precios Spot entre generadores son liquidadas por los agentes de manera
mensual a los diez días de vencido el mes a liquidar.
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Los precios de la energía en el mercado spot muestran variaciones intra-anuales resultantes de
los diferentes aportes hidrológicos. En los meses de verano, caracterizados por elevados
aportes hidrológicos, los precios de la energía tienden a valores en el rango de los 20-30
U$/MWh, valor definido por el costo variable de producción de las centrales térmicas
existentes en el SEIN que utilizan como combustible el gas natural.
En cambio, en los meses de invierno (junio-septiembre) los precios de la energía quedan
definidos muchas veces por el costo variable de producción de centrales térmicas que utilizan
combustibles líquidos dando como resultado precios de la energía próximos a los 190
U$/MWh promedio.
La secuencia multianual muestra precios crecientes de la energía lo cual se justifica
principalmente por el incremento que han tenido en los últimos 3 años los precios de los
combustibles líquidos utilizados por la generación térmica y por bajas reservas de generación a
gas natural que hacen necesario el despacho de unidades de generación de elevados costos
variables de producción en periodos del año de bajos aportes hidráulicos. Contribuye a este
problema la baja regulación de los recursos hidráulicos disponibles siendo C. H. Mantaro la
única con un volumen de embalse significativo (lago Junín) a los efectos de permitir una
regulación anual de la producción de la central.
ALCANCES DEL MERCADO SPOT:
Es el mercado al cual concurren las empresas integrantes del COES para comprar y transferir
energía y potencia no sujeta a contratos de abastecimiento, valorizada en función del costo
marginal. El precio establecido para cada 15 minutos en una operación a tiempo real se
denomina precio de mercado spot.
En este mercado generalmente se comercializa o se transan los excedentes y déficit de la
generación propia de las Empresas Generadoras y lo involucrado en sus compromisos
contractuales con Usuarios Libres y Empresas Distribuidoras.
Así mismo según la Ley Nº 28832 “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación
Eléctrica” ,corrige ciertas deficiencias de la Ley de Concesiones Eléctricas y también “faculta” a
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los Distribuidores cuando deseen abastecer y cumplir con sus Contratos con Usuarios Libres y
Grandes Usuarios y también están facultados a comprar a este Precio los GRANDES
USUARIOS de Electricidad.( En Chile las Empresas de Transmisión y Distribución no pueden
acceder a este Mercado , mientras que en Argentina y Colombia también participan los
Distribuidores)
Para el cálculo de la Potencia se mide excedente o déficit entre potencia firme del generador y
demanda de los contratos a la hora de demanda máxima del sistema. La Potencia se transa
generalmente a precio del Costo marginal instantáneo. Seguidamente se muestra el costo
marginal el cual en si tiene un comportamiento muy volátil estando determinado básicamente
por el Volumen Garantizado de agua de los Embalses de las Centrales Hidroeléctricas ,el tipo
de cambio (Ver Nota al final del Texto) , la cotización internacional del crudo de petróleo
Texas Intermediate y la Garantía del flujo del Gas Natural en la Red de Transporte desde
Camisea.
En este mercado, los generadores actúan en un primer momento como ofertantes de
electricidad y en otro momento como demandantes de electricidad, de modo que, se llevan a
cabo transferencias de potencia y energía entre generadores a costos marginales instantáneos
o precios spot fijados por el COES de acuerdo a lo que establece la LCE y su reglamento.
La demanda esta conformada por las empresas que compran electricidad al resto de
empresas, mediante una conexión y el recibimiento de una inyección de electricidad; y
también por la oferta de las empresas que venden electricidad a sus similares mediante la
salida de energía.
La razón para comerciar electricidad entre ellos tiene que ver con su capacidad de producción
en el momento o ante una necesidad de cumplimiento de contratos pactados previamente.
También se dan incentivos adicionales entre los generadores para llevar intercambios de
electricidad, dado que el precio spot o costo marginal puede elevarse sin necesidad de
incrementar la producción.
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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Los generadores enfrentan una demanda de consumidores caracterizada por ser periódica, la
misma que varia ampliamente durante las distintas horas del día o del año, así como también
por periodos de alto y bajo consumo, mientras que la oferta, al menos en el corto plazo, esta
influenciada por la rigidez de las instalaciones de generación.
La generación eléctrica se desarrolla en condiciones de competencia tanto por empresas
estatales (ELECTROPERU) como privadas ( p.e : ENERSUR ,EDEGEL,EEPSA,etc). Este segmento
es muy competitivo, el avance tecnológico ha permitido la reducción de costos y el alcance de
economías de escala. Tradicionalmente ( hasta antes del año 1993 para el Perú) se considero a
la generación como monopolio natural debido a los efectos externos que originaba la
transmisión de energía eléctrica mediante una red de transporte y distribución única.
El mercado spot muestra una oferta escalonada creciente, que es el reflejo del despacho
coordinado del pool eléctrico, despacho que se inicia en base a la empresa que muestra el
costo marginal más bajo y termina con el despacho de la empresa que muestra el costo
marginal más alto. Esto, ante la presencia de una demanda inelástica, en un esquema sin
contratos y con un comportamiento recurrente durante el año, en el que alcanza una
demanda máxima. En la siguiente figura se observa como la curva de la oferta eléctrica se
inicia con el costo de la electricidad mas barata, la misma que es producido por las empresas
de generación hidroeléctrica ( de embalse o de pasada) y termina con el costo de electricidad
más cara, la que es producida por las empresas de generación termoeléctrica que usan como
recurso de combustión, los derivados del petróleo , carbón y el gas natural
Las generadoras entre si realizan transferencias, de modo que, las empresas que no tienen
contratos pueden seguir produciendo de acuerdo al despacho programado por el COES, en
este caso dichas transferencias se valorizan a costos marginales registrados por el COES. Las
generadoras que mantienen valorizaciones por transferencias favorables, tienen sus ingresos
por ventas al mercado spot; en tanto que, las generadoras que se ven obligadas a comprar del
mercado spot para cumplir con sus contratos, sean del mercado libre como del regulado
debido a que su capacidad de producción no alcanza a cubrir dichos compromisos, mantienen
valorizaciones por transferencias desfavorables y tienen sus egresos por compras al mercado
spot
Si consideramos el corto plazo y un equilibrio inicial en el mercado spot, la demanda crece en
un momento en que las plantas no están siendo utilizadas a plena capacidad, no será necesario
ampliar las instalaciones, ya que el costo de proveer unidades adicionales será igual al
incremento en los costos de operación, conocidos también como costos por energía.
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Si la demanda crece en horas de punta, en que supuestamente hay un uso pleno de la
capacidad de las instalaciones, el resultado es que el servicio se deteriora y hay ocurrencia de
fallas de suministro, consecuentemente se hacen restricciones en el servicio por el lapso de la
falla, o termina decidiéndose por elevar el precio de la electricidad en esas horas, esto con el
fin de adaptar la demanda a la capacidad de las instalaciones.
En el supuesto de la existencia de contratos para la demanda de electricidad, esta curva se
trasladaría a la izquierda, generando una caída en la precio spot.
Al actuar en el largo plazo, no solo se puede variar el nivel de producción, sino también el
tamaño de la planta. Por lo tanto, el costo adicional de suministro en estas horas puede
entenderse como el costo de instalar capacidad adicional para cubrir el incremento en la
demanda indefinidamente en el futuro, en una situación en que los ajustes óptimos de la
capacidad son posibles. Este costo adicional es el que llamamos costos por potencia.(OJO)
Los desequilibrios en el mercado spot, se deben a varios factores. Uno de ellos son los
problemas surgidos en los otros mercados, como es el mercado regulado, por el
incumplimiento de contratos por parte de los distribuidores; pero también, por factores
externos como la elevación del precio de los insumos para la producción de electricidad como
es el incremento de los precios auditados cada día de los combustibles el D2 y el Residual,
cuyos precios son reflejo de la elevación internacional del precio del petróleo. En este caso el
Precio de Gas Natural no esta sujeto a la oferta y demanda ,sino esta fijo para un periodo de
año .
El agua es otro factor de incidencia en la cotización spot del pool eléctrico, una sequía o un
periodo lluvioso afectan tanto en la elevación como en la baja del precio spot,
respectivamente. Respecto al agua en el Perú, tenemos dos recurrencias, el primero de ellos es
que cada siete años ocurre un año seco y, segundo que cada diez años ocurre un Fenómeno
del Niño. Entre los últimos años secos tenemos 1988, 1996, 2004 y esperándose el año 2012.
Mientras que los Fenómeno del Niño o años lluviosos tenemos 1982, 1988, 1998 y 2008 (no
hubo fenómeno del Niño el 2008, pero si hubo el fenómeno de la Niña)
Teóricamente se identifica al mercado spot como un mercado altamente sensible, puede ser
afectado por factores de oferta como de demanda. Quienes tienen una mayor participación
del mercado pueden tener oportunidades para realizar ganancias extraordinarias. Si un
mercado spot es liberalizado se podría llegar a distorsionar la asignación ínter temporal del
agua, esto es manipular los embalses, en periodos en el que la demanda es mas inelástica,
lográndose en consecuencia una elevación del precio spot.
La crisis del 2004 mostró deficiencias en el funcionamiento de los mercados eléctricos, que
repercutió en el incremento del costo marginal de la energía eléctrica y en el rompimiento de
la cadena de pagos. Como resultado de ello, el Estado Peruano salió al rescate del sector para
evitar un problema mayor, organizando los pagos a las empresas generadoras. Toda esta crisis,
tuvo razones fácilmente previsibles, sin embargo la legislación no garantizaba los incentivos ni
los castigos. El resultado final, fue la presión que se genero sobre el mercado regulado que
causo una presión hacia al alza de las tarifas eléctricas con el consiguiente malestar a los
usuarios y al gobierno de turno por ser políticamente costoso. De igual modo, la elevación del
precio del petróleo, ha generado una gran presión hacia el alza del costo marginal en el pool
eléctrico de generación, el mismo que presiona al regulador para una constante revisión
tarifaria que sincere los costos. Lo antes mencionado muestra que se han configurado en el
mercado spot condiciones hacia el alza de la cotización de la electricidad, que tiene sus
condicionantes, en los precios de los insumos y en la estructura del mercado.
El entorno macroeconómico del mercado también ha repercutido. El desarrollo de las
actividades económicas humanas en forma vertiginosa en los últimos tres siglos, se ha
sostenido en diversas y cada vez más complejas de formas de generación energética( PRONTO
TENDREMOS CENTRALES EOLICAS Y SOLARES formando el Pool de generadoras , a finales del
2012 ).
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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Las necesidades humanas y empresariales han permitido el desarrollo de mercados y submercados muy dinámicos.
El crecimiento económico expresado en el PBI, es la variable que refleja la dinámica de las
actividades humanas. El PBI es el valor monetario de bienes y servicios producidos por una
economía dentro de un país por los agentes económicos tanto nacionales como
internacionales, su cuantificación permite precisar el alcance de las actividades económicas y
aproximarnos a medir la satisfacción de bienes de una población. Al alterarse este indicador
nos permitirá observar, si existe un crecimiento o un decrecimiento económico en un
momento determinado de tiempo, así como que tan intensivo es o ha sido el uso de la energía.
El responsable de la dinámica del PBI, es el sector energético, la intensidad del uso de la
energía va en aumento conforme la economía crece, hay una asociación directa entre
crecimiento económico y uso de la energía. El crecimiento mundial reciente, ha generado una
gran demanda de energía, específicamente, en el caso de las economías de China e India se
evidencia, altas tasas de crecimiento económico concordantes con altas tasas de uso de
energía. Esto repercute en el consumo de recursos no-renovables como el petróleo que
también eleva de su precio.
Si una economía crece o su PBI aumenta, se incrementa la capacidad de compra de los
residentes, lo que genera mayor importación de bienes externos. De modo que, las empresas
productoras demandaran más insumos importados para la producción interna y la compra de
bienes importados para la comercialización interna. Este aumento de un mayor consumo
genera un aumento de la demanda de moneda extranjera, la misma que alienta el incremento
del tipo de cambio. Un tipo de cambio más alto elevara los costos de la generación eléctrica en
el pool, dada la presencia de generadoras vinculadas a la producción con insumos importados
(petróleo). Como consecuencia cualquier alteración externa en el tipo de cambio afectara el
precio spot en el mercado y determina la capacidad de producción de las empresas de
generación eléctrica.
INTERROGANTE :
¿Afectara en algo también las decisiones políticas de estado a la dinámica del precio spot?
¿Cómo se comportaran los agentes antes detalladas en función a una nueva política de
gobierno?
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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EL TIPO DE CAMBIO REAL
El tipo de cambio real es un indicador relevante, este determina el nivel de competitividad de
un país (país de origen) con respecto a sus principales socios comerciales. De este modo, si se
está por encima de la base 100, significa que el país se encuentra en una situación de alta
competitividad, en consecuencia los precios de los bienes y servicios domésticos son más
baratos que en el extranjero. En caso contrario si este índice esta por debajo de 100, quiere
decir que el país esta siendo menos competitivo.
Autor : Ing. Robert Guevara Chinchayán
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