Remuneraciones y mecanismos de expansión en la generación y transmisión de energía

REMUNERACIONES A LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ARGENTINA

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.

BRASIL

No existen.

COLOMBIA

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.

CHILE:

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.

PARAGUAY:

No existen de manera explícita.

PERU:

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.

URUGUAY:

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

ARGENTINA:

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.

BRASIL:

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.

COLOMBIA:

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.

CHILE:

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 diesel. Se está desarrollando un proyecto de GNL del orden de 10 Mm3/día que entrará en servicio en 2009.

PARAGUAY:

Disponibilidad prácticamente ilimitada de generación hidroeléctrica gracias a las hidroeléctricas binacionales, pagando la cuota parte de la capacidad.

PERU:

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.

URUGUAY:

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

ARGENTINA:

BRASIL:

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.

COLOMBIA:

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

CHILE:

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.

PARAGUAY:

No existen.

PERU:

No existen excepto para zonas rurales aisladas.

URUGUAY:

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

ARGENTINA:

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.

BRASIL:

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

COLOMBIA:

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

CHILE:

La CNE hace planes indicativos de generación empleados en el cálculo de los precios de nudo.

PARAGUAY:

Realizada por ANDE.

PERU:

No existe planificación determinativa.

URUGUAY:

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

ARGENTINA:

BRASIL:

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).

COLOMBIA:

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

CHILE:

Profundidad. Costo en US$/MWh % de demanda 0 – 5% 379,85, 5 – 10% 413,13, 10 – 20% 527,90 mayor a 20% 552,44.

PARAGUAY:

No se aplica explícitamente en la generación.

PERU:

El costo de falla empleado en la optimización de la operación del sistema es 229 US$/MWh aproximadamente.

URUGUAY:

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

MECANISMOS DE EXPANSIÓN DE LA RED

ARGENTINA:

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).

BRASIL:

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

COLOMBIA:

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.

CHILE:

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).

PARAGUAY:

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.

PERU:

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.

URUGUAY:

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.

REMUNERACIÓN DE LA RED

ARGENTINA:

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.

BRASIL:

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.