INFORME DEL GRUPO DE VIGILANTES DEL MERCADO

CUARTA MISIÓN DEL GRUPO DE VIGILANTES DEL MERCADO MAYORISTA DE ELECTRICIDAD

Panamá, octubre de 2004

La cuarta misión del Grupo de Vigilantes del Mercado fue efectuada entre el 6 y el 9 de julio de 2004. En esta misión se sostuvo reuniones de trabajo con el Ente Regulador de Servicios Públicos (ERSP), con el Centro Nacional de Despacho, con la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. (ETESA), con los generadores, con los distribuidores y con los grandes clientes. Los aspectos más importantes que se encontraron fueron: 1. LAS REGLAS PARA LICITACIÓN DE CONTRATOS DE SUMINISTRO Para la contratación de suministro de los distribuidores el Ente Regulador solicitó al Grupo de Vigilantes (GVM) analizar los problemas que se han dado en los procesos de compra y presentar una propuesta con el objeto de simplificarlas y tratar separadamente las condiciones para contratos de corto y de largo plazo. Además, en el caso de las contrataciones de corto plazo, establecer un procedimiento de indexación que facilite la comparación de las ofertas. El GVM realizó una proposición de adecuación de las condiciones de indexación incluidas en los pliegos de licitaciones de las distribuidoras. A continuación se efectúan propuestas concretas para ser consideradas en la modificación de las reglas de contratación establecidas el documento denominado “PARÁMETROS, CRITERIOS Y PROCEDIMIENTOS PARA LA COMPRAVENTA GARANTIZADA DE ENERGÍA Y/O POTENCIA PARA LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA”, el cual contiene el Anexo A de la Resolución N° JD2728. 1.1 Condiciones necesarias para los contratos El GVM recomienda establecer condiciones homogéneas para las variables que determinan los precios de cada oferta que se reciba en la licitación de contratos, con el objetivo de que las ofertas cumplan los requerimientos y para facilitar y hacer transparentes los procedimientos de evaluación de las ofertas. Entre estas variables están: plazo de anticipación para la contratación, plazo del contrato, estructura de la demanda de energía y capacidad que se solicita, estructura de precios de energía y capacidad, el procedimiento de indexación1. Las recomendaciones para cada una de esas variables son las siguientes: 1.2 Plazo de anticipación para la contratación Se recomienda modificar el punto 9 de la Sección I del Texto Unificado, separando el plazo de anticipación de los contratos de largo plazo y de los contratos de corto plazo, como se indica: a) Contratos de largo plazo: Plazo de anticipación de 3 años entre el llamado a licitación y el inicio del suministro. 1

Ajustes mensuales

b) Contratos de corto plazo: Plazo de anticipación de 6 meses entre el llamado a licitación y el inicio del suministro. 1.3 Plazo de los contratos Se recomienda modificar el punto 10 de la Sección I del Texto Unificado, estableciendo plazos fijos para los contratos, de la siguiente forma: a) Contratos de largo plazo: Duración de 8 años a partir del inicio del suministro. b) Contratos de corto plazo: Duración de 2 años a partir del inicio del suministro. 1.4 Estructura de la demanda de energía y capacidad que se solicita Se recomienda modificar el punto 2, Principio de la contratación, del Texto Unificado, de manera que los contratos de suministro establezcan un compromiso de suministro de potencia y energía, con una estructura tal que el suministro horario represente una demanda media cuya proporción en relación a la demanda de media del distribuidor sea la proporción entre la potencia contratada y la demanda máxima del distribuidor. 1.5 Estructura de precios de energía y capacidad Tanto en contratos de largo como de corto plazo, se recomienda la siguiente estructura de precios: a) Precio de potencia: Se recomienda establecer como precio de referencia del precio de potencia el valor de referencia para el mercado de reserva de potencia de largo plazo en el CND. b) Precio de energía: Los precios de energía deben ser los que los generadores oferten libremente. En la medida que el precio de la potencia es el de unidades de punta, el precio de energía debería tender a reflejar el costo marginal de energía a largo plazo. A los efectos de implementar esta estructura de precios, se recomienda modificar el punto 6.3 del Capítulo II de la Sección II del Texto Unificado. 1.6 Cláusula de Ajuste de Precios Se recomienda modificar el punto 7 del Capítulo II de la Sección II del Texto Unificado con el objeto de establecer una única modalidad de ajuste de precios para la potencia y una única modalidad de ajuste de precios para la energía, de la siguiente manera: a) Para la indexación del precio de la potencia, se recomienda el promedio de tres meses anteriores de bonos a 30 años del Tesoro de los Estados Unidos de América establecido en el punto 7.3.2 del Capítulo II de la Sección II del Texto Unificado.

b) Para el precio de la energía, el GVM recomienda aplicar la siguiente fórmula, basada en la incidencia que tienen en el costo marginal de la energía los precios de los combustibles que utilizan las unidades generadoras del sistema eléctrico: Pei= Pe0*(α*Pc1i/Pc10 + β*Pc2i/Pc20 + χ*Pc3i/Pc30+K) Donde:

Pei: Precio spot estabilizado de energía en el mes i Pe0: Precio spot estabilizado de energía en el mes 0 Pc1i: Precio del combustible 1 en el mes i Pc10: Precio del combustible 1 en el mes 0 Pc2i: Precio del combustible 2 en el mes i Pc20: Precio del combustible 2 en el mes 0 Pc3i: Precio del combustible 3 en el mes i Pc30: Precio del combustible 3 en el mes 0 α, β, χ: Incidencia del precio de los combustibles 1, 2 y 3 en el precio spot estabilizado. K: término constante; representa el porcentaje del precio estabilizado que no depende de ningún combustible.

En el Anexo 1 se explica con mas detalle esta fórmula. Para el cálculo de los coeficientes de la fórmula de indexación el GVM recomienda lo siguiente: a) Contratos de corto plazo: Empleando la metodología descrita en el Anexo2, el CND calcula los coeficientes, considerando la programación del despacho esperada para los 2 años de vigencia del contrato. b) Contratos de largo plazo: Para calcular los coeficientes de la fórmula en contratos de largo plazo, el procedimiento consiste en identificar un año en el horizonte de 8 años de vigencia del contrato en que los costos marginales de energía esperados en el sistema eléctrico reflejan el costo marginal de energía requerido para rentar una unidad generadora que determine los costos de desarrollo. Para ese año, se calculan los costos marginales de corto plazo y se aplica la misma metodología señalada en a) para obtener los coeficientes de la fórmula de indexación. El procedimiento para identificar el año en cuestión es el siguiente:

i)

Se analiza la expansión del parque generador para un horizonte mayor o igual al período de 8 años de funcionamiento del contrato de largo plazo, estableciéndose un programa indicativo de adición de capacidad generadora,

ii)

Se calcula el costo medio de desarrollo del tipo de unidad generadora que resulta más conveniente para expandir la capacidad generadora en el

programa indicativo de adición de capacidad. A partir de este costo y del ingreso por potencia firme que tendría la unidad generadora dado el precio de referencia de la potencia, se determina el costo marginal de energía requerido por dicha unidad para recuperar su costo medio. iii)

Se calcula el costo marginal de corto plazo esperado de energía para cada año del horizonte de estudio y se verifica en cual o cuales de los años se alcanza el costo marginal promedio determinado en el paso anterior. Para ese año se calculan los coeficientes de la fórmula de indexación.

1.7 Otras modificaciones Además de las indicadas en los puntos anteriores, deben modificarse las demás disposiciones del Texto Unificado que sean necesarias a los efectos de hacerlas concordantes con aquellas. 2. POTENCIA FIRME DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS El Grupo de Vigilantes del Mercado revisó la metodología de cálculo de las potencias firmes de las plantas hidroeléctricas y se realizó una serie de comprobaciones con el objetivo de verificar los valores actuales y los criterios que deben seguirse para su cálculo. Los criterios que se fijaron para el cálculo de la potencia firme al 95% fueron los siguientes: a) Central de pasada: se determina para los meses del período seco del año, de enero a abril, con la serie histórica de 38 años, cual es la energía mensual con probabilidad del 95% de ser excedida. La potencia firme es la potencia pico durante 8 horas diarias que puede ser proporcionada con la energía mensual anteriormente calculada. b) Central de embalse de ciclo anual: con la serie histórica de 38 años, se determina el año hidrológico con probabilidad de que la energía anual producida sea superada con probabilidad del 95%. Se calcula la potencia pico que durante 8 horas diarias durante todo el año puede ser producida con la energía anual anteriormente calculada. También se calcula para ese año, la potencia máxima que puede producir la central considerando el nivel de embalse más bajo observado en dicho año. La potencia firme de la central se toma como el inferior de los dos valores de potencia calculados anteriormente. Los resultados obtenidos en el análisis efectuado señalan que la potencia firme de las centrales hidroeléctricas calculadas en este ejercicio representa una variación inferior al 2% de la potencia firme actualmente reconocida. El GVM considera que este resultado no amerita revisar las potencias firmes de las centrales hidroeléctricas actuales, y que de acuerdo con los procedimientos de operación se revisen las potencias firmes cuando corresponde, es decir, en el año 2005. En el Anexo 2 se presentan los resultados de este análisis.

ANEXO 1 INDEXACION DE PRECIOS DE ENERGIA DE CONTRATOS DE SUMINISTRO BASADOS EN PRECIOS SPOT ESTABILIZADOS Esta nota explica la forma en que deben indexarse los precios de energía de contratos de suministro basados en precios spot estabilizados. 1. Naturaleza del precio spot estabilizado y su fórmula de indexación El precio spot estabilizado de energía para aplicar en un contrato de suministro, corresponde al costo de oportunidad de la energía tanto para el vendedor (normalmente un generador) como para el comprador (normalmente un distribuidor) que acuerdan el contrato. Cabe señalar que ambos tienen la alternativa de vender o comprar en el mercado spot las energías que serán objeto del contrato. La fórmula para determinar el precio spot estabilizado para un período T, se deriva de igualar en valor presente la recaudación que tendría el vendedor si se aplicara a las cantidades de energía suministradas en cada mes los costos marginales de energía de ese mes, con el valor presente de aplicar a dichas energías el precio estabilizado como precio constante, esto es: VpT,r(Ei*Cmgi) = VpT,r (Ei *Precio estabilizado de energía) Donde: Ei : Energía del contrato en el mes i Cmgi : Costo marginal esperado para el mes i VpT,r :Valor presente para el período T de duración del contrato con tasa de descuento r Como el precio estabilizado es constante, se puede sacar fuera de la expresión del valor presente, con lo cual: VpT,r(Ei*Cmgi) = Precio estabilizado de energía *VpT,r (Ei ) Despejando, el precio estabilizado de energía resulta:

Precio estabilizado de energía=VpT,r(Ei*Cmgi)/ VpT,r (Ei )

Dada la naturaleza del precio estabilizado, la fórmula de indexación tiene el propósito de mantener su valor real de acuerdo con las variaciones que experimenten los precios spot incluidos en su cálculo. De esta forma, la indexación del precio de energía no depende para nada de la estructura de costos del generador que vende, sino

exclusivamente de las variaciones que experimenta el precio spot ante variaciones de los precios base utilizados en su cálculo al momento de determinar el precio spot estabilizado. 2. Determinación de la fórmula de indexación La fórmula de indexación del precio spot estabilizado de energía se determina midiendo la incidencia que tienen en este precio las variaciones de precio de los distintos combustibles utilizados por las centrales que determinan los costos marginales2, en relación con los precios utilizados como referencia. Cabe señalar que los precios de combustible utilizados como referencia deben mantenerse constantes durante el período de proyección de los costos marginales, con el objeto de facilitar la aplicación de la indexación y evitar que se produzca una doble indexación. La formula de indexación resultante tiene la siguiente expresión: Pei= Pe0*(α*Pc1i/Pc10 + β*Pc2i/Pc20 + χ*Pc3i/Pc30+K) Donde:

Pei: Precio spot estabilizado de energía en el mes i Pe0: Precio spot estabilizado de energía en el mes 0 Pc1i: Precio del combustible 1 en el mes i Pc10: Precio del combustible 1 en el mes 0 Pc2i: Precio del combustible 2 en el mes i Pc20: Precio del combustible 2 en el mes 0 Pc3i: Precio del combustible 3 en el mes i Pc30: Precio del combustible 3 en el mes 0 α, β, χ: Incidencia del precio de los combustibles 1, 2 y 3 en el precio spot estabilizado. K: término constante; representa el porcentaje del precio estabilizado que no depende de ningún combustible.

El cálculo de la anterior fórmula de indexación se efectúa con el mismo modelo de simulación del despacho esperado y cálculo de costos marginales, mediante el siguiente procedimiento: (a) (b) (c) (d) (e) (f) (g)

Se corre el modelo de despacho para un caso base, considerando precios de combustibles iguales a los precios base en el mes de referencia, mes 0, (Pci0). Con los costos marginales resultantes se determina Pe0 aplicando la fórmula indicada en el punto 1. Se incrementa el precio del combustible 1 a un nuevo valor (Pc11),en un delta, por ejemplo en un 5% y se vuelve a correr el modelo de despacho Con los costos marginales resultantes se determina Pe01, que es el precio estabilizado en el instante 0 con el precio incrementado del combustible 1. Se determina α =[ (Pe01/ Pe0) -1]/[(Pc11/Pc10) -1]. Del mismo modo se procede para calcular β y χ Se calcula K = 1- (α + β + χ)

Si se quisiera calcular una fórmula de indexación sobre la base de un solo combustible, asumiendo que en el mediano y largo plazo el precio todos los combustibles líquidos oscila de la misma manera, el coeficiente de ese único combustible en la fórmula de indexación será igual a la suma de α + β + χ.

ANEXO 2 ANALISIS DE LA POTENCIA FIRME DE LAS UNIDADES HIDROELÉCTRICAS

Con el objeto de apreciar el efecto de la estacionalidad hidráulica en la potencia firme que podrían dar las centrales de pasada, y el efecto de considerar, además, el volumen de agua que pueden almacenar las centrales con capacidad de regulación, se realizó una simulación del cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas de pasada y de embalse considerando períodos de entre 4 y 6 meses secos, con probabilidad de excedencia de 95%. Los resultados de la simulación indicaron lo siguiente: a) Centrales de pasada Las Estrella y Los Valles: se aprecia una disminución menor en la potencia firme de los períodos secos analizados. La potencia media horaria de La Estrella varía entre 13,7 y 14,1 MW para los períodos de 4 y 6 meses secos, siendo la potencia firme reconocida en el CND de 15 MW. La central Los Valles resultó con una potencia media diaria de entre 14,8 y 15,4 MW para los mismos períodos, siendo 15,4 MW su potencia firme reconocida en el CND. b) Central de embalse Fortuna: No tiene problemas para dar la potencia firme de 280 MW reconocida actualmente durante 8 horas diarias en los tres períodos de 4, 5 y 6 meses secos considerados. c) Central Guasquitas: esta central de pasada, con caudal regulado aguas arriba, resultó con una potencia media de 8 horas de entre 104 y 108 MW, siendo su potencia firme reconocida en el CND de 111 MW. d) Central Bayano: en esta central de embalse aparece con diferencia en la potencia firme que es capaz de garantizar durante 8 horas diarias en los períodos de meses secos analizados. Los resultados señalan potencias promedio de 8 horas de 102,7 MW para enero-junio, 144,6 MW para diciembre-mayo, 182,7 MW para eneromayo y 198,9 MW para enero-abril. La potencia firme reconocida para esta central en el CND es de 160 MW. No obstante, considerando que esta central de embalse tiene capacidad para administrar el agua durante todo el año, se realizó el cálculo de la potencia media de 8 horas diarias que puede ser mantenida durante todo el año, para un año de probabilidad de excedencia de 95%. El valor resultante fue de 150 MW.

Los resultados obtenidos en el análisis señalan que la potencia firme de las centrales hidroeléctricas obtenidas en este ejercicio representa una variación inferior al 2% de la potencia firme actualmente reconocida.