Regulación y financiamiento de los recursos energéticos

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Tecnológico de Monterrey

Campus Monterrey

Regulación y financiamiento de los recursos energéticos

Profesores: Federico Viramontes Brown

Armando Llamas Terrés

Omar Romero Sahagún                 A00806105

Proyecto Final: Análisis de la crisis económica de California y

comparación con la reforma energética de México.

2 de diciembre de 2015                                        Monterrey, Nuevo León

Índice

1. Introducción        

2. Antecedentes        

2.1 Características del mercado eléctrico de California en el año 2001        

2.2 Transición y estructura del mercado eléctrico de California para el año 2001        

2.3 Crisis eléctrica        

2.4 Acciones realizadas para contener la crisis        

3. California actualmente        

3.1 Características del mercado eléctrico de California        

3.2. Estructura del mercado eléctrico de California        

4. Comparación de la crisis de California y su situación actual con México y la reforma energética        

4.1. Características del mercado eléctrico Mexicano        

4.2. Transición energética en México        

5. Conclusiones        

Bibliografía:        

1. Introducción

El objetivo de este proyecto es implementar los conocimientos adquiridos en la clase de regulación y financiamiento de los recursos energéticos para analizar una problemática relacionada a la especialidad de ingeniería energética. Como problemática, se estudiará la crisis por la desregulación energética ocurrida en California, EE.UU en los años 2000 y 2001, con el fin de conocer las características generales del mercado eléctrico de California en esos años, su estructura y su diseño regulatorio, para así entender los motivos que provocaron  dicha crisis. El estudio de este caso pretende también entender cómo se protege hoy el mercado eléctrico de California ante esta situación y permite realizar un análisis comparativo con la situación actual que se está dando en México con a la reforma energética.

 2. Antecedentes

2.1 Características del mercado eléctrico de California en el año 2001

De la década de los 90 al 2000, California había tenido un crecimiento en generación de energía constante. Para el año 2000 se tenía una capacidad instalada de aproximadamente 54 GW y se generaron 284.132 GWh de energía. Dicha cantidad de energía provenía en su mayoría (58%) de centrales térmicas, mientras que 15% provenía de centrales nucleares, 15% de hidráulicas, 1% de fuentes alternas y 11% de importaciones de estados vecinos.

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Figura 1. Origen energía consumida en California, años 1989-2000. [1]

Es importante comentar que la generación térmica más importante del estado se realizaba con gas natural pues representaba el 66% de la energía térmica y 33% del total generado por el estado, como se puede mostrar a continuación:

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Figura 2. Origen de la generación térmica en california en el año 2000. [1]  

Una característica importante de los parques de generación de California, es que sus máquinas generadores y plantas en ese tiempo ya eran bastante viejas, casi el 67% de las plantas tenían más de 20 años de operación, teniendo incluso un 47% del total del parque generador más de 40 años de servicio.

2.2 Transición y estructura del mercado eléctrico de California para el año 2001

Al empezar la década de los 90, California tenía precios medios de electricidad 50% más alto que el promedio de los Estados Unidos, esto debido en parte a que la edad de las máquinas de generación, pues esta influye en la frecuencia que se les debe dar mantenimiento y en sus respectivas salidas de servicio, lo cual da en consecuencia la disminución de la oferta energética y eventualmente el incremento del precio de la misma. De igual manera estos precios se le atribuyen al exceso de capacidad instalada, contratos de largo plazo firmados por productores de energía independientes exigidos por los mismos reguladores del estado bajo el acta del Public Utility Regulatory Policy  (PURPA) de 1978 y a la regulación ineficiente.  El sistema era controlado en su mayoría por tres empresas privadas –Pacific Gas & Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE) y San Diego Gas and Electric (SDG&E)– las cuales eran monopolios verticalmente integrados en propiedad de inversionistas, quienes generaban, transmitían y distribuían electricidad a clientes minoristas que carecían de otras opciones de abastecimiento. Estas tres empresas controlaban aproximadamente el 75% de la venta al por menor en california, mientras que el restante de los consumidores eran abastecidos por empresas municipales con distintos grados de integración.

En esa época la economía del estado estaba en una recesión y se corría el riesgo de que las principales industrias se trasladaran a otros estados. Debido a esto el gobierno decidió que era necesario realizar grandes reformas en el sector energético para recudir el precio de la electricidad a un nivel competitivo con el de los demás estados. A principios del 93 la Comisión de Servicios de Utilidad Pública de California (California PUC) empezó a estudiar la desregulación del sector eléctrico del estado para así poder reemplazar parte del esquema de monopolios regulados con la implementación de distintos mercados eléctricos. Para dar solución a este problema, en 1996 se inició el programa de reforma de California que se basaba en la reestructuración y la introducción de una competencia a nivel mayorista y minorista. A continuación se presentan los elementos fundamentales de esta reforma [2]:

• Traspaso obligatorio del 50% de las centrales generadoras que empleaban combustibles fósiles, sin celebrar contratos de recompra de la producción.

• Participación obligatoria de las empresas, en calidad de compradoras y vendedoras, en los mercados mayoristas centralizados de entrega inmediata para las ventas de energía —para el día siguiente y para el mismo día (horarias)—, dirigidos por una nueva organización llamada Power Exchange (PX).

• Creación de una entidad operadora independiente del sistema (ISO), y sin fines de lucro, que se ocuparía del control operativo de la red de transmisión de alto voltaje (debía asegurar el libre acceso a los participantes a las líneas de transmisión) que seguía en manos de las empresas. También tenía dentro de sus responsabilidades asegurar la estabilidad del sistema y manejar un mercado spot para balancear el sistema en tiempo real y manejar un mercado de servicios auxiliares.

• Introducción de competencia a nivel minorista o de la posibilidad para el consumidor de cambiar de proveedor.

• Recuperación de los costos que se preveían serían superiores a los precios futuros del mercado mediante un “cargo por transición competitiva” que pagarían todos los consumidores minoristas.

• Una reducción obligatoria del 10% y una congelación de las tarifas minoristas durante cuatro años, o hasta que las empresas hubieran recuperado los excedentes de costos, si esto ocurriera antes. La reducción del 10% quedó en gran medida contrarrestada por el cargo por transición competitiva.

La reestructuración del mercado empezó por la disolución de la integración vertical entre generación, transmisión y distribución de las empresas PG&E, SCE y SDG&E. Dichas empresas como quiera retuvieron la distribución y una parte menor de la generación. Seguida a esta reestructuración se procedió a liberar el mercado mayorista, donde se crearon dos figuras importantes para su funcionamiento, los ya mencionados ISO y PX, más una tercera institución llamada Scheduling Coordinators (SC), cuyo objetivo es el de mantener un portafolio de contratos con consumidores, generadores y comercializadores y además es responsables de programas las cargas y consumos en el ISO (para efectos de programación de cargas en el ISO, el PX es un SC más).

En cuanto a la operación del mercado, el PX es el encargado de realizar subastas y generar un programa de operación con precios uniformes para cada hora del día para luego enviar estos al ISO. El ISO analiza la factibilidad de dicho programa enviado por el PX y el resto de los SC en base a la disponibilidad de las líneas de transmisión. En caso de que sea factible realiza el despacho económico de acuerdo a ellos. En caso contrario el ISO regresa los programas con sugerencias para que se adapten. Al final el ISO adapta los programas nuevamente en base a la disponibilidad de las líneas y a las ofertas de ajuste que indican la disponibilidad a pagar por el uso de líneas congestionadas y se realiza el despacho económico en base a este acuerdo. Para realizar un manejo zonal de la congestión, el estado se dividió en 24 zonas.

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