29 Oct
Chile
Generación:
MECANISMOS REGULATORIOS E INCENTIVOS ECONÓMICOS QUE ASEGURAN LA EXPANSIÓN:
Los distribuidores tienen obligación de realizar licitaciones con 3 años de anticipación para cubrir el 100% de su demanda. Existe remuneración de 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, Colbún ambas mayoritariamente hidráulicas y AES Gener, y generación mayoritariamente térmica. SING: operan 6 empresas de generación.
MERCADO SPOT:
Precio spot igual al costo marginal del modelo de optimización hidrotérmico, en base a costos variables de generación.
COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA:
No hay intercambios internacionales con excepción de la importación desde una central en Argentina (Termoandes) que no está hasta ahora integrada a la red de ese país.
MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS
Los distribuidores están obligados a contratar con un horizonte de 3 años, en licitaciones públicas. Precios de los contratos vigentes: regulados a precios de nudo; energía: igual al promedio de costos marginales en horizonte de 48 meses; potencia: resulta de la anualidad de TG. Si el precio monómico resultante se aparta del precio de contratos de generadores con clientes libres, se ajusta a una banda en torno a éstos. Contratos a regir a partir de 2010, precios resultantes de la licitación, con topes respecto al precio de nudo.
MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:
Deben acceder directamente al mercado los consumidores mayores a 2000 kW. Consumidores con potencia entre 500 kW y 2.000 kW tienen la opción de acceder al mercado, por un mínimo de 4 años, informando a la distribuidora con 12 meses de antelación.
REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:
Cargo por potencia resultante 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 son 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 de empresas que retiren energía del sistema de que un porcentaje proceda de fuentes renovables no convencionales. 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 hace planes indicativos de generación empleados en el cálculo de los precios de nudo.
COSTO DE FALLA:
Profundidad Costo en US$/MWh % de demanda 0 – 5% 379,85, 5 – 10% 413,13 ,10 – 20% 527,90 mayor a 20% 552,44.
Transmisión; MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED:
Se realiza un estudio de transmisión, cada 4 años. Las obras de ampliación de las instalaciones existentes deben ser ejecutadas por sus propietarios. Las nuevas obras se licitan y adjudican a las empresas que ofrezcan hacerlas 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 tasa 10% real, determinada por ley y costos de operación y mantenimiento según estándares. Instalaciones nuevas troncales: la remuneración es la que resulta de la oferta ganadora en la licitación para concederla.
CARGOS POR USO DE LA RED:
Transmisión troncal: Lo que no cubren los ingresos por diferencias de precios de nodo, se paga por 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 pagan los generadores si el flujo es entrante hacia al 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 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 4años, 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 2/3 los valores de la Comisión y 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 usada 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, 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 establece por el conjunto de todos los servicios eléctricos tiene el criterio de que el criterio de Ingreso Neto Anual, debe cubrir los costos de operación y mantenimiento, 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, 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 abastecimiento de los distribuidores. Los clientes libres deben contratar su demanda.
ESTRUCTURA EMPRESARIAL EN EL SECTOR:
Existen 15 empresas. Empresas estatales generan 37% de la energía (Electroperú, propietaria del complejo hidroeléctrico del Mantaro, genera 25% de la demanda). El mayor generador privado (Endesa) cubre 28% del mercado.
MERCADO SPOT:
Precio spot igual al costo marginal calculado a partir de costos variables auditados.
COMERCIO INTERNACIONAL DE ENERGÍA:
Existe interconexión de 100 MW con Ecuador desde 2006, aún no empleada.
MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES REGULADOS:
Ley 24832 establecíó licitaciones para que los distribuidores realicen contratos por el 100% de su demanda, con antelación de 3 años, con precio tope fijado por el regulador; el 80% de los contratos al menos con plazo mayor a 5 años. El distribuidor tiene incentivo económico para contratar a plazos largos.
MERCADO DE GENERACIÓN PARA CLIENTES LIBRES:
Clientes mayores a 1000 kW pueden contratar libremente y ley 28832 prevé su participación en el spot.
REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN:
Remuneración a la potencia calculada a partir de anualidad de turbina a gas. Una parte se paga según contribución al abastecimiento del pico mensual en situación hidrológica seca. Precio básico 4.91 US$/kW por mes. Otra parte se paga por la generación real. Los generadores deben comprar el faltante de potencia para cubrir los contratos de venta que han firmado.
INSUMOS PARA LA GENERACIÓN:
Disponibilidad abundante de gas natural en 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 229 US$/MWh aproximadamente.
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 por 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 30 años y tasa 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 Ley 28832): se remunera anualidad a 30 años, con tasa 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:
El distribuidor traslada a las tarifas: •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 incentivos para contrataciones a más de tres años. El Precio de Barra regulado no puede diferir en más de 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 tarifaría se hace cada cuatro años. Los estudios son contratados por las empresas y supervisados por el regulador que hace un estudio de comprobación. El OSINERGMIN república 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.
Deja un comentario