El mercado eléctrico de Nueva Zelanda ( NZEM ) es un mercado eléctrico descentralizado regulado por el Código de Participación de la Industria Eléctrica administrado por la Autoridad de Electricidad (EA). La autoridad se creó en noviembre de 2010 para reemplazar a la Comisión de Electricidad .
Hasta 1987, Nueva Zelanda contaba con un sistema centralizado de proveedores de generación , transmisión , distribución y venta minorista . Desde entonces, las reformas han llevado a la separación de los elementos monopólicos de los elementos disputables para crear mercados competitivos en la venta minorista y la generación de energía. También se ha impuesto una regulación a los monopolios naturales de transmisión y distribución. [1]
Desde aproximadamente el año 2000, el mercado se divide de la siguiente manera: regulación, administración, generación, equilibrio del mercado, transmisión, distribución, medición y venta minorista. [2]
El mercado mayorista de electricidad opera bajo el Código de Participación de la Industria Eléctrica (EIPC, por sus siglas en inglés) [3] y es supervisado por el regulador del mercado, la Autoridad de Electricidad . Las transacciones se llevan a cabo en más de 200 nodos de precios en toda Nueva Zelanda [4] . Los generadores pueden hacer ofertas para suministrar electricidad en los puntos de inyección de la red, mientras que los minoristas y algunos usuarios industriales importantes hacen ofertas para retirar la electricidad de la red en los puntos de salida de la red. El mercado utiliza una subasta de precios marginales por ubicación que toma las ofertas de los generadores y las ofertas de los minoristas, y calcula los precios y las cantidades finales en cada nodo. Estas subastas se llevan a cabo cada media hora durante un total de 48 períodos de negociación cada día.
Además del mercado mayorista spot principal, existen dos mercados asociados. Un mercado de cobertura para contratos financieros de CFD operado por la Bolsa de Valores de Australia ASX, y un mercado FTR para derechos de transmisión financiera operado por Energy Market Services, una unidad de negocios de Transpower. Estos mercados están vinculados a los precios del mercado mayorista en ubicaciones seleccionadas, lo que permite a los participantes del mercado gestionar su riesgo de base.
La Autoridad de Electricidad contrata los servicios necesarios para gestionar el mercado eléctrico. El gerente de conciliación, que concilia todas las cantidades medidas, el gerente de precios, que determina los precios finales en cada nodo, y el gerente de compensación y liquidación, que paga a los generadores por su generación al precio de equilibrio del mercado y factura a todos los minoristas por su consumo, están todos contratados por la Bolsa de Nueva Zelanda (NZX), que adquirió al anterior proveedor de servicios M-co en junio de 2009.
El propietario de la red nacional de transmisión es Transpower , una empresa estatal. Transpower es también el operador del sistema, responsable de garantizar la seguridad y la calidad del suministro eléctrico en tiempo real. Transpower es el programador del mercado, que predice la demanda para ayudar a los generadores a realizar ofertas, así como el despachador, encargado de hacer coincidir la demanda y la oferta en tiempo real. [5]
La distribución de la electricidad desde los puntos de salida de la red hasta las instalaciones de los consumidores finales es responsabilidad de unos 30 distribuidores, también conocidos como compañías de líneas , que tienen el control monopólico de los servicios de líneas en sus redes. La propiedad de los distribuidores está a cargo de empresas de propiedad fiduciaria, como Auckland Energy Consumer Trust , y empresas públicas. Algunos de los principales usuarios industriales están conectados directamente a la red, como New Zealand Steel y Tiwai Point Aluminium Smelter.
Hay cuatro generadores principales: Contact Energy , Genesis Energy , Mercury Energy y Meridian Energy . Estos cuatro juntos producen alrededor del 90% de la electricidad de Nueva Zelanda. Meridian Energy, Genesis Energy y Mercury Energy son propiedad mayoritaria del gobierno de Nueva Zelanda en un 51%, mientras que Contact es una empresa que cotiza en bolsa al 100%. Una característica importante del mercado de Nueva Zelanda es que todos los generadores principales también poseen divisiones minoristas. Por lo tanto, las empresas se conocen comúnmente como "gentailers" (generadores-minoristas). A partir de 2021, TrustPower también fue un gentailer hasta que vendió su división minorista a Mercury bajo la marca TrustPower y renombró el negocio de generación restante como Manawa Energy. Manawa es ahora el generador de electricidad independiente más grande de Nueva Zelanda y representa alrededor del 5% de la capacidad de generación de Nueva Zelanda.
Los minoristas compran electricidad en el mercado mayorista y la revenden a los consumidores. La competencia por los clientes minoristas varía en todo el país, pero desde 1999, cuando se introdujo la competencia minorista total, los clientes han cambiado a un ritmo de entre el 9% y el 14% anual. [6] Consumer NZ , con el apoyo del Ministerio de Asuntos del Consumidor , ofrece un sitio web llamado Powerswitch que permite a los consumidores comparar los precios de la electricidad y el gas de diferentes minoristas y cambiar de proveedor. [7]
MBIE publicó una cronología útil de las reformas hasta 2015. [2]
La electricidad se comercializa a nivel mayorista en un mercado spot . La operación del mercado es administrada por varios proveedores de servicios en virtud de acuerdos con la Autoridad de Electricidad . [8] La operación física del mercado es administrada por Transpower en su papel de operador del sistema .
Los generadores envían sus ofertas a través de un Sistema de Información y Comercio Mayorista (WITS). Cada oferta cubre un período futuro de media hora (llamado período de comercio) y es una oferta para generar una cantidad específica en ese momento a cambio de un precio determinado. El Operador del Sistema (Transpower) utiliza un sistema de programación, fijación de precios y despacho (SPD) para clasificar las ofertas, enviadas a través de WITS, en orden de precio, y selecciona la combinación de ofertas de menor costo de los generadores para satisfacer la demanda.
El principio de fijación de precios de mercado se conoce como despacho económico basado en ofertas y con restricciones de seguridad y precios nodales . [9]
La oferta de mayor precio ofrecida por un generador para satisfacer la demanda durante una media hora determinada establece el precio spot para ese período comercial.
Los precios spot de la electricidad pueden variar significativamente a lo largo de los períodos de comercialización, lo que refleja factores como los cambios en la demanda (por ejemplo, precios más bajos en verano, cuando la demanda es moderada) y la oferta (por ejemplo, precios más altos cuando los lagos hidroeléctricos y los flujos de entrada están por debajo del promedio). Los precios spot también pueden variar significativamente entre ubicaciones, lo que refleja pérdidas eléctricas y limitaciones en el sistema de transmisión (por ejemplo, precios más altos en ubicaciones más alejadas de las centrales generadoras).
Las transacciones se realizan en aproximadamente 285 nodos (puntos de inyección y puntos de salida de la red) en toda Nueva Zelanda cada media hora. Los generadores hacen ofertas para suministrar electricidad en 59 puntos de inyección de red (GIP) en las centrales eléctricas, mientras que los minoristas y los principales usuarios hacen ofertas para comprar electricidad en 226 puntos de salida de la red (GXP) en la red nacional.
Los precios finales en cada nodo, teniendo en cuenta las pérdidas y limitaciones de la red, se procesan y confirman al día siguiente. [10]
Toda la electricidad generada debe comercializarse a través de un fondo común central, con excepción de las pequeñas centrales generadoras de menos de 10 MW. [11] Son posibles acuerdos bilaterales y de otro tipo, pero funcionan como contratos financieros separados. La comercialización se desarrolla mediante ofertas (comprador/demanda) y demandas (generador/oferta) durante 48 períodos de media hora para cada nodo de fijación de precios de la red nacional.
Las ofertas y pujas comienzan 36 horas antes del consumo real en tiempo real o del período de negociación. Hasta cuatro horas (antes del despacho) antes del inicio del período de negociación se calcula un nuevo precio previsto para orientar a los participantes en el mercado. Desde cuatro horas hasta el inicio del período de negociación, cada media hora se calcula y comunica un precio de despacho. Una hora antes del inicio del período de negociación, las ofertas y pujas ya no se pueden revisar (con algunas excepciones) y los nuevos precios reflejan los ajustes de Transpower en las previsiones de carga y la disponibilidad del sistema.
Durante cada período de media hora, Transpower publica un nuevo precio en tiempo real cada cinco minutos y un precio promedio ponderado en el tiempo de 30 minutos. Los precios en tiempo real son utilizados por algunos grandes consumidores de conexión directa para adaptar su demanda. Sin embargo, los precios son solo orientativos, ya que los precios finales se calculan ex post, normalmente alrededor de las 10:00 a. m. del día siguiente, a menos que haya irregularidades o disputas. Se utilizan los precios de oferta establecidos dos horas antes del período comercial y los volúmenes establecidos durante el período comercial. Las diferencias entre los precios previstos, de despacho, en tiempo real y finales pueden ser significativas.
En 2009, la Comisión de Comercio publicó un informe del economista de Stanford Frank Wolak sobre la capacidad de los cuatro mayores proveedores de electricidad para ejercer poder de mercado unilateral en el mercado mayorista de electricidad y las rentas económicas (cualquier pago en exceso del costo de producción) que pueden haber resultado. [12] [13] Utilizando técnicas empíricas de organización industrial , Wolak estima que estas rentas son de $4.3 mil millones durante los 7 años que estudió en comparación con un mercado perfectamente competitivo. La metodología que utilizó y los resultados también se describen en un documento de trabajo. [14] Su informe fue criticado por aspectos de su metodología, y el Grupo Asesor Técnico de Electricidad (ETAG) del Ministerio de Desarrollo Económico afirmó que no hay evidencia del ejercicio sostenido del poder de mercado. [15] La Comisión de Comercio decidió no actuar. Rex Ahdar, de la Universidad de Otago , opinó más tarde que la ley de competencia en Nueva Zelanda es inherentemente inadecuada para abordar una industria de red como la electricidad. [16]
Se utilizó un modelo basado en agentes (ABM) desarrollado en la Universidad de Auckland para analizar el mercado mayorista de electricidad de Nueva Zelanda. [17] El modelo sugiere un abuso considerable del mercado y cuantificó las rentas de mercado combinadas para 2006 y 2008 en 2.600 millones de dólares, en comparación con un mercado perfectamente competitivo como contrafáctico. [15]
En términos de precios de electricidad residencial, un informe de 2015 concluyó que estos eran el doble en condiciones de competencia minorista. [18]
Desde hace tiempo existen preocupaciones sobre el potencial abuso del mercado en el marco de la fijación de precios nodales, en particular cuando el sistema de transmisión se congestiona. [19]
Genesis Energy fue "fundamental" al norte de Hamilton el 26 de marzo de 2011. La red de HVAC estaba bajo mantenimiento programado con 2 de 6 líneas de 220 kV fuera de servicio y 3 de 5 líneas de 110 kV fuera de servicio, lo que restringió el suministro desde la Isla Sur. Las ofertas extremas de Genesis Energy hicieron que los precios spot de Auckland cayeran a $23 047 /MWh (€15 000 /MWh), estos precios luego volvieron a ser de 197 $/MWh (125 €/MWh), un factor de 117×. [20] La Autoridad de Electricidad declaró una UTS (situación comercial indeseable) y posteriormente redujo el precio final a $3000 /MWh (€[21] La decisión de la Autoridad de Electricidad fue impugnada y el Tribunal Superior de Nueva Zelanda falló a favor del regulador. [20] En su presentación , la Autoridad de Electricidad afirmó que "los altos precios provisionales del 26 de marzo de 2011, si se permite que se conviertan en precios finales ... amenazan con dañar la integridad y la reputación del mercado mayorista de electricidad". [20] : §162
La regulación del mercado eléctrico comenzó de forma poco rigurosa, pero ha habido una tendencia creciente hacia una regulación más estricta. La regulación poco rigurosa se basa en la amenaza de que la regulación proporcione un incentivo a las empresas con poder de mercado para que ejerzan la autorregulación. La legislación regulatoria normal, como la Ley de Sociedades, la Ley de Electricidad, la Ley de Gestión de Recursos de 1991 , la Ley de Comercio de 1986 y la Ley de Comercio Justo de 1986 , proporcionan el marco para regular las transacciones comerciales y ambientales normales.
El gobierno ha aumentado el alcance de la intervención mediante la Ley de Reforma de la Industria Eléctrica de 1998, que obligó a las compañías eléctricas a desprenderse de sus negocios de energía o de líneas. La Ley de Modificación de la Industria Eléctrica de 2001 condujo a otra ronda de reformas de la industria centradas en lograr una mejor gobernanza del mercado eléctrico y un control más estricto de las funciones monopolísticas. La "amenaza de regulación" se extendió a la elaboración de un conjunto de regulaciones que entrarían en vigor si la autorregulación de la industria no cumplía los criterios del gobierno.
El 16 de mayo de 2003 se anunció el resultado de un referéndum celebrado entre los participantes del sector y los representantes de los consumidores sobre un conjunto propuesto de normas de autorregulación:
Como no hubo una mayoría sustancial de todas las clases a favor de la propuesta, ésta no se implementó.
El resultado puso fin a la perspectiva de un acuerdo multilateral sobre la gobernanza y los mecanismos operativos del mercado eléctrico. El gobierno neozelandés invocó las reglamentaciones ya preparadas para hacer frente a esta contingencia. La "amenaza de la reglamentación" había sido insuficiente para evitar la reglamentación.
El 2 de julio de 2003, la Unidad de Establecimiento de la Comisión de Electricidad (ECEU) publicó un proyecto de reglamento y normas de gobernanza de la electricidad en nombre del Ministro de Energía. Este conjunto se preparó con fines de consulta y, tras recibir y examinar las propuestas, se recomendó al Gobernador General un conjunto de reglamentos y normas.
En septiembre de 2003, la ECEU publicó un conjunto revisado de normas y reglamentos para su presentación a finales de octubre. El conjunto no incluía los reglamentos de transmisión propuestos, que todavía estaban en fase de redacción. También en septiembre, el Ministro de Energía anunció el presidente y los miembros de la Comisión de Electricidad. Roy Hemmingway, cuyo cargo más reciente fue el de presidente de la Comisión de Servicios Públicos de Oregón (EE.UU.), asumió el cargo de presidente de la comisión.
El conjunto final de Reglamentos y Normas de Gobernanza de la Electricidad (excluidas las normas sobre transmisión) entró en vigor el 1 de marzo de 2004. El capítulo final de las Normas de Gobernanza de la Electricidad, sobre transmisión, se publicó en el Boletín Oficial el 28 de abril y entró en vigor el 28 de mayo de 2004.
El 1 de abril de 2009 se inició un examen ministerial del desempeño del mercado eléctrico, dirigido por un grupo asesor técnico independiente sobre electricidad, designado por el Ministro de Energía y Recursos, con la asistencia de funcionarios del Ministerio de Desarrollo Económico . [22] El examen dio lugar a 29 recomendaciones. [23]
Una de las principales recomendaciones aprobadas por el Gabinete fue la transferencia de la propiedad y la operación de algunas centrales eléctricas entre Genesis Energy y Meridian Energy con el fin de aumentar la competencia minorista en ambas islas y dar a Genesis una base generadora en la Isla Sur. Se decidió que Genesis recibiría las centrales hidroeléctricas Tekapo A y Tekapo B de Meridian, y Meridian recibiría la central eléctrica Whirinaki del gobierno (aunque Meridian finalmente se negó a aceptar). La transferencia de Tekapo A y B se completó el 1 de junio de 2011. [24]
El 1 de noviembre de 2010, la Autoridad de Electricidad inició sus operaciones, reemplazando a la Comisión de Electricidad. [25]
En abril de 2013, el Partido Laborista y el Partido Verde dijeron que si ganaban las elecciones de 2014, introducirían un comprador único de electricidad, con el fin de reducir los costos minoristas. [26] El gobierno respondió llamándolo "vandalismo económico", comparándolo con la Unión Soviética , [27] pero el colíder de los Verdes, Russel Norman, dijo que impulsaría la economía y crearía empleos. [28] Al día siguiente, las acciones de la empresa eléctrica privada Contact Energy habían caído más del 10 por ciento. [29] Las elecciones generales celebradas el 20 de septiembre de 2014 fueron ganadas por el Partido Nacional . Los precios de las acciones de las empresas eléctricas que cotizan en bolsa aumentaron significativamente cuando el mercado de valores abrió el lunes siguiente a las elecciones. [30]
El mercado eléctrico de Nueva Zelanda se divide en las siguientes áreas: administración y compensación del mercado , regulación, generación , transmisión , distribución y venta minorista.
La legislación actual ( Ley de Reforma de la Industria Eléctrica de 1998 ) impide la propiedad de inversiones intersectoriales (es decir, funciones de energía y líneas). Esto significa que una empresa de generación no puede poseer o tener un interés en una empresa de distribución y una empresa de distribución no puede vender electricidad al por menor o negociar coberturas de electricidad. Hay dos excepciones a las regulaciones: las empresas de generación pueden poseer las líneas necesarias para transportar electricidad desde sus centrales eléctricas a la red o red de distribución local; y las empresas de distribución pueden poseer una pequeña cantidad de capacidad de generación convencional dentro de su red, pero no están limitadas en el nivel de capacidad de generación renovable. No hay barreras para la integración vertical desde la generación hasta la venta minorista. La disposición general de la industria crea un comportamiento de mercado muy interesante entre los actores. [ aclaración necesaria ]
La generación está dominada por cinco empresas: Contact Energy , Genesis Energy , Mercury Energy , Meridian Energy y Trustpower .
Los minoristas son: [36] Contact Energy , Ecotricity, Electra Energy, Electric Kiwi , Energy Direct , Energy Online , Flick Electric, Genesis Energy , Giving Energy, GLOBUG , King Country Energy , megaEnergy, Mercury Energy , Meridian Energy , Nova Energy , Opunake Hydro, Paua to the People, Payless Energy, Powershop , Pulse Energy, Tiny Mighty Power y Trustpower .
Muchas de las empresas minoristas son propiedad de empresas generadoras. Por ejemplo, Mercury Energy es propietaria de GLOBUG y Tiny Mighty Power. [37] Algunas minoristas están restringidas a ciertas ubicaciones geográficas, como King Country Energy, que abastece a la región King Country de Waikato.
El sector eléctrico de Nueva Zelanda está dominado por cinco generadores: Contact Energy, Genesis Energy, Mercury Energy, Meridian Energy y Trustpower. Todos ellos se dedican a la generación, el mercado mayorista y las ventas minoristas de electricidad. Entre estas cinco empresas, producen o controlan más del 95% de la generación total de electricidad de Nueva Zelanda.
Todas estas cinco empresas cotizan en la bolsa de valores NZX. El gobierno de Nueva Zelanda posee el 51% de Genesis, Mercury y Meridian. Contact también cotiza en la bolsa australiana ASX.
Hay varias empresas más pequeñas en la industria de generación de electricidad, incluidas WEL Networks , NZ Windfarms, NZ Energy , MainPower , Pioneer y Top Energy.
El espacio minorista está dominado por las cinco empresas generadoras. Las empresas generadoras y minoristas utilizan esta integración vertical como una cobertura natural para gestionar los riesgos asociados con la volatilidad del mercado spot. Por ejemplo, durante un año seco, los altos precios en el mercado mayorista benefician al sector de generación, pero perjudican a los minoristas, que compran a precios mayoristas y venden electricidad a los consumidores a precios fijos; cuando los precios son bajos, la pérdida de ganancias en el sector de generación se compensa con las ganancias en el negocio minorista.
Estas cinco empresas han ampliado aún más su estrategia de gestión de riesgos al alinear sus negocios minoristas y de generación con las mismas ubicaciones geográficas. Por ejemplo, la mayoría de los activos de generación de Meridian Energy se encuentran en la Isla Sur, y allí es donde se encuentran sus bastiones minoristas. Los activos de generación de Mercury Energy se encuentran exclusivamente en la Isla Norte, y su base de clientes también se encuentra principalmente en la Isla Norte.