08 Jul
Chile
Generación
Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos para la Expansión
Los distribuidores tienen la obligación de realizar licitaciones con tres años de anticipación para cubrir el 100% de su demanda. Existe una remuneración por potencia. Los clientes libres deben contratar su demanda.
Estructura Empresarial en el Sector
SIC: Tres empresas privadas representan la mayor parte de la capacidad: Endesa y Colbún (ambas mayoritariamente hidráulicas), y AES Gener (con generación mayoritariamente térmica).
SING: Operan seis empresas de generación.
Mercado Spot
El precio spot es igual al costo marginal del modelo de optimización hidrotérmico, basado en costos variables de generación.
Comercio Internacional de Energía
No hay intercambios internacionales, con la excepción de la importación desde una central en Argentina (Termoandes) que hasta ahora no está integrada a la red de ese país.
Mercado de Generación para Clientes Regulados
Los distribuidores están obligados a contratar con un horizonte de tres años, mediante licitaciones públicas. Los precios de los contratos vigentes están regulados a precios de nudo. La energía es igual al promedio de costos marginales en un horizonte de 48 meses, y la potencia resulta de la anualidad de la TG. Si el precio monómico resultante se aparta del precio de los contratos de generadores con clientes libres, se ajusta a una banda en torno a estos. Los contratos a regir a partir de 2010 tendrán precios resultantes de la licitación, con topes respecto al precio de nudo.
Mercado de Generación para Clientes Libres
Los consumidores mayores a 2000 kW deben acceder directamente al mercado. Los consumidores con potencia entre 500 kW y 2000 kW tienen la opción de acceder al mercado por un mínimo de cuatro años, informando a la distribuidora con doce meses de antelación.
Remuneraciones a la Capacidad de Generación
El cargo por potencia resulta de la anualidad de una TG. Los generadores deben adquirir la potencia faltante para cubrir sus contratos a otros generadores que sean excedentarios.
Insumos para la Generación
Los insumos para generación térmica son importados casi en su totalidad. Una parte de la capacidad corresponde a ciclos combinados a gas que empleaban gas argentino, hoy severamente restringido, por lo que emplean diésel. Se está desarrollando un proyecto de GNL del orden de 10 Mm³/día que entrará en servicio en 2009.
Incentivos a la Generación Renovable No Convencional
Obligación para las empresas que retiren energía del sistema de que un porcentaje proceda de fuentes renovables no convencionales. La obligación será de un 5% para los años 2010 a 2014, aumentándose en un 0,5% anual a partir del año 2015, hasta alcanzar el 10% en el año 2024. Exoneración de peajes de transmisión troncal.
Planificación de la Generación
La CNE elabora planes indicativos de generación, empleados en el cálculo de los precios de nudo.
Costo de Falla
- Profundidad 0 – 5% de demanda: 379,85 US$/MWh
- Profundidad 5 – 10% de demanda: 413,13 US$/MWh
- Profundidad 10 – 20% de demanda: 527,90 US$/MWh
- Profundidad mayor a 20% de demanda: 552,44 US$/MWh
Transmisión
Mecanismos de Expansión de la Red
Se realiza un estudio de transmisión cada cuatro años. Las obras de ampliación de las instalaciones existentes deben ser ejecutadas por sus propietarios. Las nuevas obras se licitan y se adjudican a las empresas que ofrezcan realizarlas por la menor remuneración anual. Esa remuneración, indexada, se mantiene por los cinco períodos tarifarios siguientes (20 años).
Remuneración de la Red
Instalaciones existentes troncales: Se remunera la anualidad del valor nuevo de inversión a precios de mercado, con una tasa del 10% real (determinada por ley) y los costos de operación y mantenimiento según estándares.
Instalaciones nuevas troncales: La remuneración es la que resulta de la oferta ganadora en la licitación para su concesión.
Cargos por Uso de la Red
Transmisión troncal: Lo que no cubren los ingresos por diferencias de precios de nodo se paga mediante peajes. Se define el Área de Influencia Común (AIC) como el mínimo conjunto de instalaciones entre dos nodos, tales que la inyección y demanda entre ellos superen el 75% de los totales del sistema, y que se maximice el cociente (% de inyecciones en AIC respecto al total del sistema / % de valor de inversión en AIC respecto al total del sistema). Por las instalaciones del AIC, los generadores pagan el 80% de los peajes y las cargas el 20%. Por las instalaciones fuera del AIC, los generadores pagan si el flujo es entrante hacia el AIC, y las demandas si es saliente del AIC, en proporción a su uso esperado.
Distribución
Compra de Energía en el Mercado Mayorista
Las distribuidoras traspasan los precios de sus contratos. Si el precio promedio de energía de una distribuidora sobrepasa en un 5% el precio calculado para todas las distribuidoras del sistema, el exceso se suprime y es absorbido por todos los consumidores de precio regulado del sistema. El mecanismo de traslado a tarifas no genera riesgos financieros ni pérdidas económicas para los distribuidores.
Mecanismo de Remuneración
El VAD remunera la anualidad de la inversión de una red óptima a valor de nuevo de reposición para cada área típica, calculada al 10% real antes de impuestos. Si las tarifas determinadas por el regulador, en una estimación de flujos de fondos de las empresas de distribución, generan retornos menores al 6% o mayores al 14% respectivamente, se ajustan para alcanzar el límite más cercano.
Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones
Cada cuatro años, el regulador y las empresas contratan independientemente estudios para fijar el VAD para cada área típica. Se toma el promedio de los valores resultantes de los estudios de la CNE y de las empresas, ponderando dos tercios (2/3) los valores de la Comisión y un tercio (1/3) los de las empresas.
Paraguay
Generación
Resumen de los Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos que Aseguran la Expansión
Empresa estatal integrada verticalmente: ANDE, sin mercado competitivo de generación. La generación de ANDE es remunerada como parte de la tarifa regulada a los clientes finales.
Estructura Empresarial en el Sector
ANDE genera y compra energía a las centrales binacionales Itaipú y Yacyretá.
Mercado Spot
No existe.
Comercio Internacional de Energía
Exportaciones a Brasil de la cuota parte de Itaipú no utilizada por Paraguay.
Mercado de Generación para Clientes Regulados
ANDE abastece como empresa integrada verticalmente.
Mercado de Generación para Clientes Libres
No existen.
Remuneraciones a la Capacidad de Generación
No existen de manera explícita.
Insumos para la Generación
Disponibilidad prácticamente ilimitada de generación hidroeléctrica gracias a las hidroeléctricas binacionales, pagando la cuota parte de la capacidad.
Incentivos a la Generación Renovable No Convencional
No existen.
Planificación de la Generación
Realizada por ANDE.
Costo de Falla
No se aplica explícitamente en la generación.
Transmisión
Mecanismos de Expansión de la Red
ANDE realiza los planes de obras, que son remitidos a consideración del Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones (MOPC) y la Secretaría Técnica de Planificación (STP) para ser aprobados por el Poder Ejecutivo.
Las obras de la red de transmisión del Sistema Interconectado Nacional se han ejecutado en su mayoría a través de financiamiento internacional.
Remuneración de la Red
No existen remuneraciones separadas por el uso de la red. La tarifa a los clientes finales, establecida por el conjunto de todos los servicios eléctricos, tiene el criterio de que el Ingreso Neto Anual debe cubrir los costos de operación y mantenimiento, la depreciación de inversiones y una remuneración adecuada de la inversión.
Cargos por Uso de la Red
No existen cargos separados por el uso de la red.
Distribución
Compra de Energía en el Mercado Mayorista
No existe un mercado mayorista. La empresa ANDE, integrada verticalmente, genera energía y compra a las hidroeléctricas binacionales según los acuerdos para su construcción.
Mecanismo de Remuneración
No existe una remuneración separada por la función de distribución ejercida por ANDE, sino que la norma establece tarifas a los consumidores finales por el conjunto de los servicios eléctricos. La tarifa a los clientes finales tiene el criterio de que el Ingreso Neto Anual debe cubrir los costos de operación y mantenimiento, la depreciación de inversiones y una remuneración adecuada de la inversión.
Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones
No hay.
Perú
Generación
Resumen de los Mecanismos Regulatorios e Incentivos Económicos que Aseguran la Expansión
A partir de julio de 2006, la Ley N° 28832 establece licitaciones para el abastecimiento de los distribuidores. Los clientes libres deben contratar su demanda.
Estructura Empresarial en el Sector
Existen 15 empresas. Las empresas estatales generan el 37% de la energía (Electroperú, propietaria del complejo hidroeléctrico del Mantaro, genera el 25% de la demanda). El mayor generador privado (Endesa) cubre el 28% del mercado.
Mercado Spot
El precio spot es igual al costo marginal calculado a partir de costos variables auditados.
Comercio Internacional de Energía
Existe una interconexión de 100 MW con Ecuador desde 2006, aún no empleada.
Mercado de Generación para Clientes Regulados
La Ley 24832 estableció licitaciones para que los distribuidores realicen contratos por el 100% de su demanda, con una antelación de tres años y con un precio tope fijado por el regulador; al menos el 80% de los contratos deben tener un plazo mayor a cinco años. El distribuidor tiene un incentivo económico para contratar a plazos largos.
Mercado de Generación para Clientes Libres
Los clientes mayores a 1000 kW pueden contratar libremente, y la Ley 28832 prevé su participación en el mercado spot.
Remuneraciones a la Capacidad de Generación
La remuneración a la potencia se calcula a partir de la anualidad de una turbina a gas. Una parte se paga según la contribución al abastecimiento del pico mensual en situación hidrológica seca. El precio básico es de 4.91 US$/kW por mes. Otra parte se paga por la generación real. Los generadores deben comprar la potencia faltante para cubrir los contratos de venta que han firmado.
Insumos para la Generación
Disponibilidad abundante de gas natural en el yacimiento de Camisea, pero con restricciones al transporte de gas si no se amplía la capacidad. Abundante potencial hidroeléctrico no explotado.
Incentivos a la Generación Renovable No Convencional
No existen, excepto para zonas rurales aisladas.
Planificación de la Generación
No existe planificación determinativa.
Costo de Falla
El costo de falla empleado en la optimización de la operación del sistema es de aproximadamente 229 US$/MWh.
Transmisión
Mecanismos de Expansión de la Red
El Comité de Operación Económica del Sistema elabora el Plan de Transmisión para su aprobación por el Ministerio de Energía y Minas, con la opinión del OSINERGMIN. Las instalaciones nuevas se ejecutan mediante licitaciones y se otorgan concesiones por un máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo, el titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas directamente.
Remuneración de la Red
Sistema Principal y Sistema Secundario (puesta en operación comercial antes de la Ley 28832 de 2006): Se remunera la anualidad de inversión a valor de reemplazo (con vida útil de 30 años y tasa del 12%) y los costos estándares de operación y mantenimiento, ambos para un sistema económicamente adaptado.
Sistema Garantizado de Transmisión (puesta en operación comercial posterior a la Ley 28832): Se remunera la anualidad a 30 años, con una tasa del 12% real de la inversión ofertada por el concesionario ganador de la licitación, más costos estándar eficientes de operación y mantenimiento.
Cargos por Uso de la Red
Sistema Principal (SP): Peaje de Conexión, que complementa el ingreso resultante de las diferencias a precio spot de la energía inyectada y extraída. El Peaje de Conexión unitario es estampillado para toda la red y pagado por los generadores en proporción a la demanda máxima coincidente de contratos que abastecen.
Sistemas Secundarios de conexión al SP: El peaje lo pagan los generadores o demandas que los emplean.
Distribución
Compra de Energía en el Mercado Mayorista
- Por los contratos sin licitación, el promedio de los Precios en Barra y los precios del contrato.
- Por contratos resultantes de licitaciones, los precios resultantes de la licitación, con un incentivo para contrataciones a más de tres años.
El Precio de Barra regulado no puede diferir en más de un 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes. Un mecanismo de compensación entre usuarios regulados hace que el precio a nivel generación sea único.
Mecanismo de Remuneración
El VAD remunera la anualidad de la inversión de una red óptima capaz de soportar la máxima demanda del año anterior al del cálculo, empleando las tensiones óptimas, valorada a valor de nuevo de reposición para cada área típica, calculada al 12% real antes de impuestos. En el VAD, el principio para la remuneración de activos es pagar la anualidad en 30 años de la inversión del Valor Nuevo de Reemplazo de un Sistema Económicamente Adaptado, de una empresa modelo eficiente, valorada con los precios vigentes.
Procedimientos y Estudios Técnicos para Determinar las Remuneraciones
La revisión tarifaria se realiza cada cuatro años. Los estudios son contratados por las empresas y supervisados por el regulador, quien realiza un estudio de comprobación. El OSINERGMIN publica la resolución de las nuevas tarifas y realiza una audiencia pública donde sustenta los precios. Las empresas concesionarias e interesados pueden interponer recurso de reconsideración y pueden recurrir finalmente al Poder Judicial.
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