MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO REGULADO MOR-

1

MERCADO ORGANIZADO PARA EL MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO

REGULADO MOR-REGULADO MOR-

V EDICION DEL CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA

Cartagena de Indias, 19 al 23 de Noviembre de 2007

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CONTENIDOCONTENIDO1. Antecedentes y principios regulatorios.

2. Análisis de la situación Actual.

3. Experiencias Internacionales.

4. Alternativas.

5. Mercado Organizado Regulado

3




4. Alternativas.


4

Modelo Vigente en Colombia

Mercado Competitivo Mercado Regulado

Venta de energía

UR

GCDT

C

UNR

GCD GC

DC GCD

UNRUNR

GC GCDT GCD

C

UR

GC

UNR

DC

UR UR UR

GCD

Mercado Mayorista (Bolsa y Contratos)

Elementos Críticos del ModeloDeficiencias en la contrataciónAsimetrías en la asignación de costos UR y UNRUniversalización no resuelta

5

Empresas y Usuarios

Recuperación de Costos

PRINCIPIOSPRINCIPIOS1.1. Eficiencia EconómicaEficiencia Económica

2.2. Suficiencia FinancieraSuficiencia Financiera

3.3. EstabilidadEstabilidad

4.4. NeutralidadNeutralidad5.5. TransparenciaTransparencia6.6. SimplicidadSimplicidad7.7. ExigibilidadExigibilidad8.8. ConsistenciaConsistencia

Precios: Mercado Competitivo

No se otorgan ventajas particulares

Disponibilidad de información

Fácil comprensión y control

Cumplimiento de las obligaciones

Con los diferentes Mercados

6




4. Alternativas.


7

FÓRMULA TARIFARIA ACTUAL

tmtmmntn

ztmtmtmn COD

PRTGCU ,,,

,

,,,,,

)1(

• Resolución CREG – 031 de 1997

G:G: GeneraciónGeneraciónT:T: TransporteTransporteO:O: Otros Cargos (CND/SIC , Otros Cargos (CND/SIC , SSPD, SSPD, CREG). Restricciones y CREG). Restricciones y Servicios Servicios complementarioscomplementarios

D: Distribución al nivel de Tensión C: Comercialización.PR: Pérdidas reconocidas, según nivel de tensión.

8

El costo de las compras propias del comercializador para atender al usuario regulado (Bolsa y Contratos)

G P M Pm t m t m m t m m, , , 1 1 1

PP

IPPIPP

m

m im

m ii

1

1

12

12M

MIPPIPP

m

m im

m ii

1

1

12

12Todas las transacciones en el Mercado Mayorista. (Bolsa y Contratos)

9

3. Situación ActualTópicos estudiados:Mercado Mayorista

Diferencias entre los mercados de contratos entre regulados y no regulados.

Contratación de energía para el mercado regulado

10

3. Situación ActualMercado Mayorista

Contratos de Mediano y Largo plazo

Mercado Regulado: Convocatoria Pública

Mercado No Regulado: Negociación libre

11

3. Situación ActualDIFERENCIA DE PRECIOS

Precios Promedio de Contratos de Largo PlazoMercados Regulado y No Regulado

$/kWh a octubre 2005

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00C No reguladoC reguladoPbolsa

13 $/kWh

12

FACTORES EXPLICATIVOSFACTORES EXPLICATIVOS

• Posibles factores explicativos de las diferencias: – Volumen– Distribución horaria de la demanda – Duración – Garantías

13

VOLUMENVOLUMEN

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

GWh

$/kw

h (p

esos

ene

200

5)

Regulado No Regulado

Distribución de la demanda negociada mediante contratos

Magnitud contratos ordenados de mayor a menor; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005

14

DISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDADISTRIBUCIÓN HORARIA DE LA DEMANDA

Si se liquidan los contratos a precio de bolsa, la diferencia entre los precios regulados y no regulados es de$/kWh 1,07.

Precio regulado: $/kWh 74,74

Precio no regulado:

$/kWh 73,67

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

0,06

0,07

H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24

NR

No regulado

Regulado

Es decir explica solo el 8% de la

diferencia

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DURACIÓNDURACIÓNMercado Regulado: precios - Duración

Duración en meses; Precios de los contratos despachados a precios constantes 2003 - 2005

0

20

40

60

80

100

120

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Meses

$/kW

h

16

GARANTÍASGARANTÍAS

17

GARANTÍASGARANTÍAS

18

Contratación de Energía para el mercado regulado

• Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)

TOTAL COMPRAS EN CONTRATOS

CHB14%

CHV2%

EBS3%

EMU0%

EPM13%

ESS4%

GNC4%

EMG47%

ISG13%


HLA2%

ESS4% EDC

8%

ECA7%

CTS7%

CQT1%

CNS6%

CDS64%

Ventas Emgesa Compras Codensa

19


• Distribución de compras y ventas por comercializador generador (integrado)


CHB3%

CHV7%

CRL8%

DCL9%

EPM62%

ISG11%


EPM38%

EEC7%

EDC13%

ECA9%

CTS3%

CNS1%

CHC7%

CET2%

CDS14%

EPS1%

ESS3%

HLA2%

Compras EPM Comercializador Ventas EPM Generador

20


CHB3%

CHC0%

CHV45%

CRL3%

EBS2%

EPM22%

MRL0%

EMG24%

DCL1%

Caquetá


EMG5% CHB

9%

CHV25%

CRL3%EGT

1%EPS20%

ISG16%

MRL3%

PRI18%

TRM0%

Pereira

Distribución de compras por comercializador (No integrado)

21

Contratación de Energía para el mercado reguladoChivor Corelca

Distribución de ventas por generador (No integrado)

TOTAL VENTAS EN CONTRATOS

HLA11%

ESS10%

EPS14%

EPM13%EMS

13%

EEP5%

EDQ0%

EDC7%

ECA5%

EBS1%

CTS0%

CQT3%

CNS11%

CDS6%

EAD1%

HLA1% EPM

11%

EMS5%

EDQ0%

EDC28%

CQT0%

CNS1%

EEC4%

EEP1%

EDP1%

CTS2%

CDS1%

ESS4%

EMI26%

ECA15%

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Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996.

• Clara preferencia de compra-venta en comercializadores integrados con generación.

• Mercado residual para los agentes no integrados.

• Baja concurrencia en algunas convocatorias.

• Existe el riesgo de no contar con cobertura en los periodos críticos.

• Diversidad de contratos:poca liquidez y dificultad para su comparación.

• Altos costos de transacción

El mecanismo no es anónimo

Suministros parciales y no estandarización de

contratos

23

Mecanismo de Convocatoria Pública: Resolución CREG 020 de 1996.

• No fija un plazo mínimo para la preparación de las propuestas.

• No establece reglas claras para la declaración de desierto de una convocatoria.

• No fija un esquema de garantías para las partes.

24




4. Alternativas.


25

MECANISMOS DE TRASLADOMECANISMOS DE TRASLADO

Precio fijado por el regulador

Spot Organizado Bilateral

Precio de Mercado

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PRECIO REGULADO – CRITERIOSEXPERIENCIA INTERNACIONAL Período de vigencia

Estacionales (invierno y verano) Anuales, semestrales

Criterio de Fijación de precios para el usuario Precios o costos proyectados Precios o costos históricos

Criterio de reconocimiento de costos al generador

Factor de Ajuste Fondos de compensación

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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - PERU

Periodo de Vigencia: •Semestral (En el 2004 pasó a anual)

Criterio de fijación de precios para el usuario:

•Costos: Combinación de:• Históricos: los últimos 12 meses• Proyección: para los próximos 24 meses.

•La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 10% del precio promedio del mercado libre

Criterio de reconocimiento de costos al generador:

No hay fondo de compensación. Recibe el precio de barra.

Costo marginal

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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Argentina

Periodo de Vigencia: •Estacional


•Costos: Históricos

•Criterio de reconocimiento de costos al generador:

Fondo de compensación. Actualización: trimestral

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PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES - Ecuador

Período de vigencia Revisión anual. Criterio de Fijación de

precios para el usuario Costos proyectados para 4

años. La tarifa se ajusta en el caso

que alguno de los componentes de la tarifa varíe +/- 5%

Criterio de reconocimiento de costos al generador

No hay mecanismo de compensación establecido.

El recaudo de la prioridad de pagos dispuesta por el Fondo de Solidaridad.

Precios de la Energía en el MEM

0

20

40

60

80

100

120

may-05 jun-05 jul-05 ago-05 sep-05 oct-05 nov-05 dic-05

precios mayo 2005 DE 575 + DE 1539 + NaftaReal Usuario

30

PRECIO REGULADOEXPERIENCIAS INTERNACIONALES – CHILE: Antes de la reforma

Periodo de Vigencia: •Fijados cada 6 meses


•Proyección: costos marginales del sistema para los próximos 48 meses.

•Poseen fórmulas de indexación asociadas con el tipo de cambio y el costo de los combustibles, IPM.

•La tarifa no debe diferir en más (ni menos) de 5% del precio promedio del mercado libre. (hoy +/- 30%)

Criterio de reconocimiento de costos al generador:

No hay ajustes. El generador vende al distribuidor a precio de nudo.

31




4. Alternativas.


32

ALTERNATIVASALTERNATIVAS

Precio fijado por el Regulador

Bolsa Organizado Bilateral

Precio de Mercado

33

PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR

• Precios estacionales de invierno y verano

• Estudio basado en las siguientes variables: El comportamiento de los precios históricos en bolsa.

Demanda proyectada para la estación Oferta (en caso de entrar alguna nueva planta en el periodo estacional) Costos de combustibles Precios del mercado no regulado Expectativa hidrológica

• Fondo de compensación tmtm PRG ,,

34

PRECIO FIJADO POR EL REGULADOR

Ventajas Desventajas

USUARIOPrecio único y estable para el país Compromete la expansión

No hay gestión de compras

Elimina ventajas de la Competencia

SISTEMA Se simplifica la liquidación

Complejidad en la administración del FondoNo es transparenteNo hay competencia entre generadores: mercado regulado Elimina el mercado de contratosNo hay competencia entre comercializadores: G

MERCADOSe reduce costos de transacción en las convocatorias públicas

COMERCIALIZADOR No hay riesgo financiero

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PRECIO DE BOLSA

• Promedio del año anterior: para suavizar la señal al usuario.

• Requiere mecanismo de ajuste que cubra diferencias entre costo real de bolsa y costo trasladado al usuario.

AFBG tmtm ,,

36

PRECIO DE BOLSA

0

50

100

150

200

250

300

$/kw

h (e

ne 2

005)

BOLSA CONTRATO PBM 12

En situaciones críticas se transfiere la volatilidad al usuario

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PRECIO DE MERCADO

El precio a trasladar en la tarifa al usuario regulado es el resultado de la gestión en compras de energía del comercializador en:

Contratos de largo plazo

Subasta Bilateral

Mercado Organizado Regulado - MOR

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4. Alternativas.


Mercado Organizado Regulado

• Características

• Participación obligatoria y centralizada de la demanda

• Participación voluntaria de la oferta• Transacciones Anónimas

• Contratos financieros estandarizados• Respaldado con garantías

• Los comercializadores de demanda no regulada pueden participar en subasta simultánea

• Incluye un Mercado Secundario para ajuste de posiciones

• Usuarios Regulados (68% de la demanda)– Pequeños consumidores sin medición horaria– Papel pasivo del comprador en la subasta

• Usuarios No regulados (32% de la demanda)– Grandes consumidores con medición horaria– Participación activa del comprador en la subasta

El Producto

Los vendedores ofertan por un % de la demanda regulada.

El vendedor que gane por ejemplo 10% del mercado tiene una obligación de servir el 10% de la demanda regulada en cada hora.

Las desviaciones entre la demanda horaria y la energía despachada son liquidadas al precio spot. (o el precio de escasez si llega a ser superado)

Contrato pague lo demandado

Descripción del producto

Old market New market

Bilateral energy contracts and spot market

$260

>$500

$0 $0

>$500

Organized Regulated Market (MOR)

Firm energy marketPrice risk

Market power

High transactioncosts

Low transactioncosts

Little market power

Full price hedge

Cobertura de precios a usuarios regulados

Type of contracts

020406080

100120140160180200

Jan/

02

May

/02

Sep

/02

Jan/

03

May

/03

Sep

/03

Jan/

04

May

/04

Sep

/04

Jan/

05

May

/05

Sep

/05

Jan/

06

May

/06

Sep

/06

Jan/

07

Num

ber o

f act

ive

cont

ract

s

Take or Pay Pay as Demand

Tipos de contratos utilizados

Type of contracts

0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%

100%

Jan/

02

May

/02

Sep

/02

Jan/

03

May

/03

Sep

/03

Jan/

04

May

/04

Sep

/04

Jan/

05

May

/05

Sep

/05

Jan/

06

May

/06

Sep

/06

Jan/

07

Mar

ket s

hare

Take or Pay Pay as Demand

Tipos de contratos utilizados

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

50 100

Price

ASCC

CAEC

CAFC

CDIC

CDNC

CDSC

CENC

CETC

CHCC

CMPC

CMRC

CNCC

CNSC

CONC

CQTC

CRLC

CTGC

CTSC

DCLC

EADC

EBPC

EBSC

ECAC

EDCC

EDPC

EDQC

EECC

EEPC

EGTC

EGVC

EMEC

EMGC

EMIC

EMSC

ENCC

ENEC

ENIC

EPMC

EPSC

EPTC

ESCC

ESRC

ESSC

EVSC

GNCC

HIMC

HLAC

ISGC

RTQC

YRMC

Average cost ($/kWh) by LSE and Year

1452 9B

Demand

Price for each LSE broken down by Year. Color shows details about Demand. The data is filtered on Days, which ranges from 350 to 366.

Conclusion:Un solo tipo de consumidor

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 30 32 34 36

Nonregulated

Regulated

0

20

40

60

80

100

Count of Duration

0B

5B

10B

15B

20B

25B

Sum of Energy

0

20

40

60

80

100

Count of Duration

0B

5B

10B

15B

20B

25B

Sum of Energy

Frequency of contract durations by months and marketStart month

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Count of Duration and sum of Energy for each Duration broken down by Market. Color shows details about Start month. The view is filtered on Duration of 3 years or less.

Conclusion:2-year contracts, starting in January are most common.

Mercado Organizado Regulado, Producto

Demanda regulada agregada de todos los comercializadores

-

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

C1

C2C3

• Contrato: Pague lo demandado

• Cantidad contratada: % de la demanda horaria

• Tamaño del lote: 0.1 %

• Duración de la obligación: 2 años

• Frecuencia de la contratación: Trimestral.

El Producto

PROPUESTA DE PERIODICIDAD DE LA SUBASTA

En cada año se contrata el 50% de la demanda de los dos próximos añosLas subastas se realizan cada 3 mesesCon diferentes periodos de planeaciónPrecio único de cierre en cada subastaAl usuario se le traslada el promedio del precio obtenido en las 8 subastas

PlanningYr

Year Qtr 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 41 142 113 84 51 142 113 84 5

1/81/81/81/8

1/81/81/81/8

2009

Months ahead

2008

Auction date

Energy commitment2009 2010 2011

2 products,8 pricesat any one time.

1210

Mercado Organizado Regulado: La subasta

• Tipo de subasta: De reloj descendente, simultánea

• Mecánica:– El Subastador anuncia precio de inicio– Los Vendedores declaran cantidades– Se determina el exceso de oferta– El subastador reduce el precio– El proceso continua hasta que las cantidades

ofertadas igualan la demanda• La subasta incluye un producto para la

demanda no regulada

Price

$120.0 = P0

P1

P2

P3

CantidadDemanda

Ronda 5

Ronda 4

starting price

Precio de cierre

Curva de oferta agregada

P4P5

$61.7 = P6

Ronda 3

Ronda 2

Ronda 1 exceso de oferta

$60.0 = P6’

Subasta de reloj descendente

Precio

Cantidad

Demanda Regulada

12.5%10.0%Demandobjetivo

0.0%

$50

$60

$70

$75

Approx. precio de mercado

20% sobre el precio de mercado



Participación de la Demanda No Regulada

• Se propone desarrollar un producto para el mercado no regulado, que se subastaría simultáneamente al producto del mercado regulado, así:

– Los interesados participan voluntariamente.– El producto a subastar es la demanda esperada

horaria remitida por los interesados.– Las desviaciones entre la demanda real y la demanda

esperada horaria se liquidan a precio de bolsa.– En forma similar al mercado regulado se asignan

porcentajes de la demanda agregada a los oferentes.– Los vendedores pueden ofertar libremente en ambos

productos.

Esquema de Transición

100%

2007 2008 2009 20112010Primera subasta

Primer contrato MOR despachado

1/8

1/8

1/8

1/8

1/8

1/8

1/8

1/8

Bolsa Contratos

1ª, Etapa 3ª, Etapa2ª, Etapa

Transición a MOR MOR y contratos MOR

~ 20%

MUCHAS GRACIAS !!!MUCHAS GRACIAS !!!

54

MERCADO ORGANIZADO PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA AL USUARIO REGULADO MOR-

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