Uruguay GENERACIÓN

RESUMEN DE LOS MECANISMOS REGULATORIOS E INCENTIVOS ECONÓMICOS QUE ASEGURAN LA EXPANSIÓN:

La regulación determina que la expansión tenga lugar por la demanda de contratos de distribuidores y clientes libres. Se prevén mecanismos para asegurar un nivel mínimo de capacidad instalada local.

ESTRUCTURA EMPRESARIAL EN EL SECTOR: U

TE empresa estatal, integrada verticalmente y la parte uruguaya de la binacional Salto Grande tienen la casi totalidad de la generación. Están ingresando generadores privados menores con fuentes renovables.

MERCADO SPOT:

Precio spot igual al costo marginal calculado a partir de costos variables auditados con tope 250 US$/MWh.

COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA:

Las importaciones spot son muy importantes en el abastecimiento. Interconexión de 2000 MW en 500 kV con Argentina, e interconexión de 72 MW con Brasil.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS:

Los distribuidores deben contratar al menos 80% de la potencia firme de clientes regulados, con horizonte 5 años. La potencia firme demandada por un consumidor es la potencia media en horas fuera del valle. Centrales térmicas pueden vender su potencia efectiva afectada por disponibilidad; centrales hidráulicas la potencia media generable fuera de valle con probabilidad 95%.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:

Clientes mayores a 250 kW. Tienen la opción de continuar como regulados.

REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:

Reserva anual licitada entre generadores locales y extranjeros para adquirir potencia que completa los contratos existentes, hasta 90% de la demanda de clientes regulados y 70% de los libres. Reserva nacional licitada con 3 años de anticipación entre generadores locales para completar una potencia definida por el Ministerio de Industria,  Energía y Minería (MIEM), con horizonte 6 años.

INSUMOS PARA LA GENERACIÓN:

Generación hidráulica casi totalmente aprovechada. Existe contrato aún no ejecutado de importación de gas desde Argentina, actualmente en renegociación. Se está proyectando una planta de GNL en el país, en conjunto con Argentina.

INCENTIVOS A LA GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL:

El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) habilitó a UTE la compra por licitación de 60 MW a productores independientes, con fuentes renovables (eólica, biomasa y pequeñas hidroeléctricas), con precios trasladables a tarifas.

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN:

El marco regulatorio prevé que el MIEM determine la cantidad de reserva nacional a adquirir y pueda establecer el tipo de centrales que participan en las licitaciones del distribuidor.

COSTO DE FALLA:

hasta 5% de profundidad – 250 US$/MWh. 5% al 12.5% de profundidad – 400 US$/MWh. 12.5% al 20% de profundidad – 1200 US$/MWh y más del 20% de profundidad – 2000 US$/MWh.

TRANSMISIÓN Uruguay:

MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED:

La ampliación se decide por planificación coordinada entre el transportista UTE, y el Regulador. UTE ejecuta las obras o pueden otorgarse mediante concesiones a nuevos transportistas por diversos procedimientos. La ampliación de la transmisión zonal (redes de tensión menor a 500 kV), es realizada por UTE.  Se permiten ampliaciones fuera de la planificación  a cargo de interesados.

REMUNERACIÓN DE LA RED:

 Red existente: Se remunera la inversión por la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de, calculado con vida útil 30 años, a una tasa regulada y un costo estándar de operación, mantenimiento y administración expresado como % del VNR. Red nueva: Por el período de amortización de 15 años. Si la obra es propiedad de UTE se remunera anualidad de la inversión a la tasa de retorno regulada, más OyM estándar. Si la instalación es de un inversor privado se remunera el canon solicitado por este en la licitación competitiva.

CARGOS POR USO DE LA RED:

Ingreso Tarifario implícito en precios de nodo. Peajes de Localización pagados por los generadores e importaciones según intensidad de uso de líneas, estimada por flujos de carga en diversos escenarios para demanda máxima. Peajes de Potencia, pagados por todas las demandas, con cargos diferenciados por nivel de tensión y los contratos de exportación.

Cargos de conexión:

No hay.

DISTRIBUCIÓN Uruguay

COMPRA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA:

Los distribuidores puedan trasladar a las tarifas íntegramente el costo de compra en contratos de suministro resultantes de licitaciones, de los convenios internos iniciales aprobados por el Poder Ejecutivo con generadores estatales y de los contratos realizados en el marco de programas de políticas energéticas. Si los contratos no resultan de licitaciones los distribuidores pueden trasladar a tarifas un precio regulado.  

MECANISMO DE REMUNERACIÓN:

Se remunera el costo de inversión por unidad de potencia transmitida en la red de distribución calculado a partir de la anualidad de costo de capital a Valor Nuevo de Reemplazo de la red eficiente de referencia. Se remunera un costo de OyM estándar eficiente. El cálculo se realiza para cada una de las áreas de distribución tipo.  

PROCEDIMIENTOS Y ESTUDIOS TÉCNICOS PARA DETERMINAR LAS REMUNERACIONES:

El Poder Ejecutivo fija cada 4años el VADE de distribución y sus fórmulas de ajuste, para cada área de distribución tipo mediante estudios contratados por el Regulador. Ese acto es recurrible, siendo la jurisdicción de última instancia la del Tribunal de lo Contencioso Administrativo.