Argentina

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

 Existe un mercado spot y de contratos y una serie de mecanismos administrados por el gobierno para la expansión del sistema.

ESTRUCTURA EMPRESARIAL EN EL SECTOR:

Múltiples empresas de generación. La mayor parte de la producción hidráulica es de empresas estatales.

MERCADO SPOT:

Precio spot resulta del costo marginal, con topes resultantes de resoluciones administrativas. El costo reconocido es el de las máquinas empleando gas natural aún si emplean combustible líquido alternativo más costoso.

COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA:

Existe comercio spot con Brasil y Argentina. Las importaciones spot desde Brasil han sido de importancia para el abastecimiento en 2007.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS:

Las distribuidoras compran energía al precio spot estabilizado estacional. Existe un fondo de estabilización destinado a evitar que las fluctuaciones del precio spot se trasladen íntegramente y de inmediato a las tarifas.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:

Existen  tres categorías de acuerdo al tamaño; se puede acceder al mercado con una demanda mayor o igual a 30 kW. En 2006 se establecíó el Servicio Energía Plus por el que los grandes usuarios quedaron limitados en su capacidad de contratar con la generación existente, a la cantidad de energía demandada por ellos en 2005, debiendo.

REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:

Remuneración de la Base de Potencia a Generador, que remunera la disponibilidad para operar en las horas de remuneración de la potencia (hrp), en forma independiente del despacho real. Las centrales hidroeléctricas reciben una remuneración por su requerimiento medio simulado en todas las hidrologías; las centrales térmicas por su requerimiento máximo simulado. 

INSUMOS PARA LA GENERACIÓN:

Argentina emplea gas natural local en la generación. Hasta 2004 el país era un exportador importante de gas. A partir de ese año problemas de producción y transporte han obligado a limitar el uso en la generación y a importar desde Bolivia y GNL. Existe un amplio potencial hidroeléctrico sin explotar. 

INCENTIVOS A LA GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL:

No tine.

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN:

El Estado ha intervenido a partir de 2002 en el desarrollo de proyectos de generación propios, proyectos con capitalización de deudas del mercado con generadores privados y realizando licitaciones para que el sistema alquile centrales o adquiera energía a privados. 

COSTO DE FALLA:

NO TIENE. 

TRANSMISIÓN Argentina:

MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED:

Existen obras impulsadas por el Gobierno Nacional y Jurisdicciones Provinciales que pueden solicitar ampliaciones financiando el 30% del valor de la obra. Por otro lado, la normativa contempla la expansión del sistema a partir de la iniciativa de los agentes, a través de acuerdo entre partes (las que pagan las obras) y  concurso público (pagadas por los agentes que sean reconocidos como beneficiarios). 

REMUNERACIÓN DE LA RED:

Ampliaciones en período de amortización, ejecutadas por licitación luego de la privatización de 1992, reciben el canon anual solicitado por el adjudicatario. Equipamiento amortizado: las instalaciones concedidas en la privatización a Transener, reciben ingresos definidos en su contrato de concesión:1. Remuneración por Energía Eléctrica Transportada, monto fijo anual, promedio del valor de las pérdidas de la energía transportada.-2. Remuneración por Capacidad de Transporte: cargo mensual por línea según su disponibilidad. 3.- Remuneración por Conexión.

CARGOS POR USO DE LA RED:

Recaudación Variable Total por Energía Eléctrica Transportada (RVT) resulta de las diferencias entre los precios spot de la energía y la potencia. Cargo por conexión, para los equipamientos de conexión, en proporción a la potencia del agente. Cargo Complementario en función de su participación marginal en el uso de cada equipamiento del Sistema de Transporte. 

DISTRIBUCIÓN Argentina:

COMPRA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA

Aproximadamente el 75% de la energía distribuida en el país, es vendida por el distribuidor. El distribuidor tiene obligación de suministrar energía a tarifa regulada a un cliente libre potencial, pero que opta por no adquirir la energía en el mercado. Los distribuidores no quedan sujetos a riesgo financiero ni a pérdidas por sus compras en el mercado mayorista a precios spot estabilizado estacional.  

MECANISMO DE REMUNERACIÓN:

Bajo jurisdicción federal (Edenor, Edesur y Edelap), las revisiones tarifarías fueron suspendidas por la Ley 25.561 de emergencia económica, de 2002 que congeló y pesificó las tarifas. Luego de las negociaciones realizadas posteriormente por las empresas y la UNIREN se firmaron acuerdos ratificados por el Poder Ejecutivo que concedieron aumentos, a la espera de la realización de las «revisiones tarifarías integrales» Antes de 2002 los costos reconocidos en las tarifas debían responder a una empresa que opere en forma eficiente, procurando la prestación del servicio en condiciones de calidad objetivo determinadas previamente.

PROCEDIMIENTOS Y ESTUDIOS TÉCNICOS PARA DETERMINAR LAS REMUNERACIONES:

El distribuidor debe presentar al regulador (ENRE) su propuesta tarifaría. El regulador debe contratar un grupo consultor independiente de que efectúe una propuesta alternativa. El cuadro tarifario resultante vale por 5 años, con indexación.

Brasil

GENERACIÓN Brasil

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

Tanto las distribuidoras como los grandes consumidores tienen obligación de contratar el 100% de su demanda con generación que cuente con garantía física de suministro. Existe una planificación centralizada a cargo de la EPE. Se realizan subastas centralizadas reguladas para abastecer a los distribuidores en contratos de largo plazo.

ESTRUCTURA EMPRESARIAL EN EL SECTOR:

Múltiples empresas de generación. La mayor parte de la producción hidráulica es de empresas estatales.

MERCADO SPOT

Precio spot PLD resulta del costo marginal de los modelos computacionales, con topes inferior  y superior (9.1 y 335 US$/MWh aprox.). Los generadores hidráulicos comparten su riesgo de cantidad generada en el  Mecanismo de Realocação de Energía (MRE).

COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA

No es significativo en el abastecimiento. Contrato de importación desde Venezuela (a Boa Vista, no interconectada) y exportación interrumpible a Argentina y Uruguay.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS

Las distribuidoras deben cubrir 100% de su demanda con contratos que resultan de subastas realizadas periódicamente por las autoridades, con antecedencia de uno, tres o cinco años al inicio del suministro (contratos A-1, A-3 y A-5 respectivamente). En las A-3 y A-5 participan las centrales nuevas.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:

Consumidores con demanda superior a 3 MW y fecha de conexión a la red posterior al 8 de Julio de 1995 y los conectados anteriormente con tensión mayor o igual a 69 kV pueden comprar su energía a cualquier suministrador. Los consumidores con demanda superior a 500 kW pueden comprar a generadores de fuente incentivada (pequeñas centrales hidráulicas, térmicas a biomasa o eólicas).

REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:

No existen.

INSUMOS PARA LA GENERACIÓN:

Gran potencial hidroeléctrico en parte en regiones alejadas. Se importa gas natural de Bolivia (30 Mm3/día) y se están construyendo dos proyectos de regasificación de GNL por 15 Mm3/día aprox. Existen grandes yacimientos submarinos de gas por explotar.

INCENTIVOS A LA GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL

El Proinfa pondrá en operación 3300 MW con 12000 GWh al año, 3.6% del consumo anual del país. La energía es comprada en contratos de 20 años por Eletrobrás, luego de licitaciones.

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN

Es determinativa para las centrales hidráulicas realizada por la Empresa de Pesquisa Energética (EPE).

COSTO DE FALLA:

Costo de déficit (R$/MWh) entre 0% y 5% – 944,51 R$/MWh, entre 5% y 10% – 2.037,61 R$/MWh ,entre 10% y 20% – 4.257,97 R$/MWh ,mayor a 20% – 4.838,69 R$/MWh. En la operación se emplean criterios de seguridad adicionales (curva de aversión al riesgo, niveles meta de embalses).

TRANSMISIÓN Brasil

MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED:

La ampliación del sistema de transmisión troncal se decide mediante planificación centralizada y la ejecución de las obras es concedida mediante licitaciones.

REMUNERACIÓN DE LA RED:

Instalaciones existentes: se remunera la depreciación de los activos brutos más una rentabilidad regulada sobre activos líquidos y un costo operativo eficiente estándar. Instalaciones nuevas: el valor del ingreso anual permitido (RAP) de la transportista es el que resulta de la propuesta ganadora en la subasta en que se elige al transportista, que se paga por 30 años, con ajustes de acuerdo al contrato de concesión.

CARGOS POR USO DE LA RED

Para la red básica de interconexión la remuneración de generadores y cargas se calcula a partir de los costos marginales de largo plazo que una inyección o extracción de 1 MW respectivamente ocasionan en la red, más una parcela de ajuste por MW de potencia a todos los usuarios para cubrir faltantes respecto a los ingresos regulados del transportista.

DISTRIBUCIÓN Brasil

COMPRA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA:

Por proceder de subastas (leilões) en el ambiente regulado, los costos en el mercado mayorista son trasladables a las tarifas. Se admite a los distribuidores el traslado a las tarifas de hasta un 3% de energía contratada por encima de su demanda. Si la sobrecontratación es mayor al 3% no se reconoce el exceso.  

MECANISMO DE REMUNERACIÓN:

Remuneración de activos en la segunda revisión tarifaría en la actualidad: a) se tomó el monto de la base de remuneración aprobada en el primer ciclo de revisión tarifaría (2003-2004) fue “blindada”. B) de la base blindada se eliminaron las bajas de activos c) los valores del primer ciclo fueron actualizados por un índice de precios mayoristas el IGP-M d) se corrigió por depreciación. E) las inclusiones de activos se valoraron a precios de mercado, “adaptados” tomados de una base de precios estándar, y se aplicó índices de aprovechamiento que reflejan el grado de sobredimensionamiento.  

PROCEDIMIENTOS Y ESTUDIOS TÉCNICOS PARA DETERMINAR LAS REMUNERACIONES:

  La Revisión Tarifaría ocurre cada cuatro años. En el período entre revisiones, las tarifas con ajustadas por el IGP-M (índice de precios mayoristas).

Colombia

GENERACIÓN

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

Los incentivos a la inversión provienen del mercado spot, de los contratos y del cargo por confiabilidad que se concede mediante subastas.

ESTRUCTURA EMPRESARIAL EN EL SECTOR

: Múltiples empresas de generación. Estado y municipios poseen el 35% de la capacidad de generación.

MERCADO SPOT:

Precio de bolsa (spot) igual al costo marginal basado en ofertas libres de precio de los generadores, con límite superior en el Precio de Escasez (en Junio de 2008 fue de 329.74 pesos por kWh, lo que equivale aproximadamente a 164.87 US$/MWh).

COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA:

Interconexión de 250 MW con Ecuador que se está ampliando, con comercio spot. Interconexión de 300 MW aprox. Con Venezuela con intercambios esporádicos.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS:

Los clientes regulados son abastecidos por comercializadores elegidos libremente. Los precios trasladables a tarifas están regulados e incentivan al comercializador que compra a menores precios. Los contratos de compra de los comercializadores deben resultar de convocatorias públicas.

MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:

Clientes con carga mayor a 100 kW o consumo mayor a 55 MWh al mes, eligen comercializador y pactan precios libremente. El 33% de la demanda corresponde a clientes libres. La mayor parte del mercado la tienen los generadores-comercializadores.

REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:

Cargo por confiabilidad concedido a través de subastas. Con cuatro años de antelación se asignan las Obligaciones de Energía Firme, obligación de suministro cuando el precio de bolsa supera el precio de escasez. Las OEF se pagan al generador al precio de la subasta.

INSUMOS PARA LA GENERACIÓN:

El país posee gas natural, carbón y potencial hidroeléctrico. El abastecimiento de gas estará limitado en el corto plazo por la capacidad de transporte y suministro.

INCENTIVOS A LA GENERACIÓN RENOVABLE NO CONVENCIONAL:

Existen incentivos a proyectos si se hacen en áreas rurales no interconectadas.

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN:

Indicativa, realizada por la UPME y el Centro Nacional de Despacho.

COSTO DE FALLA:

Entre 0.31 y 1.97 US$/kWh aprox. Según la profundidad de falla y tipo de consumo.

TRANSMISIÓN:

MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED:

La Unidad de Planeación Minero Energética es la entidad encargada de la planeación determinativa, adoptada por el Ministerio de Minas y Energía. Las nuevas obras se ejecutan por licitación pública donde cualquier inversionista puede ofertar. El transportador ganador es remunerado por un período de 25 años según su oferta.

REMUNERACIÓN DE LA RED:

Activos existentes al 31 de Diciembre de 1999: remuneración de la inversión a Valor de Reposición a Nuevo (VRN), utilizando costos unitarios estándar, más 2.5% o 3% por  remuneración de los gastos de administración, operación y mantenimiento. Activos de convocatoria (construidos por convocatorias públicas internacionales): durante 25 años es el ingreso propuesto por el transportador que resulta adjudicatario.

CARGOS POR USO DE LA RED:

Los comercializadores pagan un “cargo estampilla” nacional, con diferenciación horaria por periodo de carga, que permite remunerar la totalidad del Ingreso Regulado de los transportadores. Este cargo es asumido por la demanda en la tarifa de energía. Los generadores no pagan cargos por concepto de Uso del STN.

DISTRIBUCIÓN :

COMPRA DE ENERGÍA EN EL MERCADO MAYORISTA

La efectúan comercializadores separados contablemente de los distribuidores. Se permite al comercializador trasladar los costos de compra mediante contratos, aplicando una señal de eficiencia al comparar los costos propios con el costo promedio de todos los contratos bilaterales con destino al mercado regulado.

MECANISMO DE REMUNERACIÓN:

Los ingresos del distribuidor por los sistemas de niveles 1, 2 y 3, (tensión menor a 57.5 kV) se determinan por mecanismo price cap, con un cargo máximo unitario por unidad de energía distribuida. Para el nivel 4 (V>57.5) se determina un ingreso máximo dadas las instalaciones reales del distribuidor a valor de reposición estándar. El cargo máximo eficiente para cada tipo de instalación resulta de considerar la distribución de costos medios por unidad de energía distribuida de todos los distribuidores, para instalaciones del mismo tipo, y tomar el valor que deja por debajo al 57% de la probabilidad de dicha distribución. 

PROCEDIMIENTOS Y ESTUDIOS TÉCNICOS PARA DETERMINAR LAS REMUNERACIONES:

Estudios realizados por la CREG, cada 5 años, sometidos a comentarios de las empresas. Una vez definidas las valoraciones definitivas de los activos, las empresas realizan los inventarios de instalaciones, supervisadas por auditores autorizados por la CREG. En caso de discrepancias existe el recurso de reposición frente a la CREG y finalmente la justicia  ordinaria.