Dinámica de inversión y competencia en generación eléctrica en un escenario de liberalización en el Perú: La importancia de los contratos de largo plazo

• Autores: Rivasplata Ramírez, Arnold Rubén, García Carpio, Raúl Lizardo
• Formato: documento de trabajo
• Fecha de Publicación: 2018
• Institución: Pontificia Universidad Católica del Perú
• Repositorio: PUCP-Institucional
• Lenguaje: español
• OAI Identifier: oai:repositorio.pucp.edu.pe:20.500.14657/126786
• Enlace del recurso: http://repositorio.pucp.edu.pe/index/handle/123456789/126786; http://doi.org/10.18800/2079-8474.0457
• Nivel de acceso: acceso abierto
• Materia: Decisiones de inversión; Equilibrio de Nash; Juegos dinámicos; Mercado eléctrico; Oligopolio; Optimización; Poder de Mercado; Teoría de juegos; Investment Decisions; Nash Equilibrium; Dynamic Games; Electricity Market; Oligopoly; Optimization; Market Power; Game Theory; http://purl.org/pe-repo/ocde/ford#5.02.00

Se analiza el comportamiento de los grupos de generación eléctrica que toman decisiones sobre inversión y producción, en un escenario de mercado liberalizado introduciendo contratos de largo plazo, en un contexto donde hay alto nivel de concentración de mercado. Para ello, se emplea un modelo determinístico dinámico de competencia imperfecta (con estrategias open loop) que se resuelve utilizando un sistema de ecuaciones complementarias mediante el software GAMS, a fin de proveer simulaciones que muestren los impactos de las diferentes estructuras de mercado (monopolio, oligopolio con franja competitiva, oligopolio (Cournot) y competencia perfecta) sobre las decisiones de inversión y producción, asumiendo la existencia de dos bloques horarios (base y pico) y considerando la existencia de dos tecnologías a utilizarse para el despacho eléctrico (hidráulica y térmica) con datos del año base 2011 para un horizonte temporal de 10 años. Los resultados muestran que a pesar de que en los diferentes escenarios de análisis puedan existir indicios de poder de mercado, existe un efecto positivo importante sobre la inversión en capacidad, la producción por tecnología, y precios por bloque de horario. Para un mercado oligopólico con franja competitiva, se observa que contratando el 70% de energía hidráulica y el 66% de energía térmica en el año base, la inversión en capacidad con tecnología hidráulica incrementa en 7,18% (sobreinversión) y con tecnología térmica disminuye en 2,27% (subinversión); mientras que la producción, con tecnología hidráulica incrementa en 3,67%, mientras que bajo tecnología térmica, 4,58%. El precio en hora base disminuye en 9,83% y en hora pico, 4,45%. We analyze the behavior of electricity generation groups that take investment and production decisions in a liberalized market scenario by introducing long-term contracts, in a context where there is a high level of market concentration. In this way, a dynamic deterministic model of imperfect competition (with open loop strategies) is used, which is solved using a system of complementary equations through GAMS software, in order to provide simulations that show the impacts of the different market structures (monopoly, oligopoly with competitive fringe, oligopoly (Cournot) and perfect competition) on the decisions of investment and production, assuming the existence of two segment loads (base and peak) and considering the existence of two technologies to be used for the electric power dispatch (hydraulic and thermal) with 2011 data for 10-year planning horizon. The results show us that although there may be indications of market power in the different analysis scenarios, there is a significant positive effect on investment in capacity, production by technology, and prices per segment loads. For an oligopolistic market with a competitive fringe, it is observed that by contracting 70% of hydraulic energy and 66% of thermal energy in the base year, investment in capacity with hydraulic technology increases by 7.18% (overinvestment) and with thermal technology decreases by 2.27% (underinvestment); while production, with hydraulic technology, increases by 3.67%, while under thermal technology, 4.58%. The price in base load decreases by 9.83% and in peak load, 4.45%.