1. mercados eléctricos

8/12/2019 1. mercados elctricos

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Mercados Elctricos y Costos

MarginalesIng. Jos Koc Rueda

Curso de Sistemas Elctricos para noIngenierosSesin 7

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Introduccin de Spot pricing (1)

Existe una necesidad fundamental de cambiar la manera en que lasociedad observa la energa elctrica.La energa elctrica se debe tratar como cualquier otra mercanca quepuede ser comprada, vendida y negociada .El establecimiento de un mercado de energa debera estar en trminosde: Precios spot que cambian cada hora, que reflejan los costos de

inversin y operacin de la generacin, transmisin y distribucin de laenerga elctrica .

Un mercado de energa basado en precios spot que involucrevariedad de transacciones entre consumidores y distribuidores,en funcin del comportamiento horario de los precios spot.

Eficiencia econmica. Equidad. Libertad de los consumidores para elegir.


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Elementos para un mercado adecuado:1. Un lado de la produccin con costos de produccin

variables que aumentan con la demanda

2. Un lado de la demanda, con demandas variables quepueden adaptarse al cambio de precio

3. Un mecanismo de mercado para comprar y vender.

4. Ningn comportamiento monoplico en el lado de lademanda.

5. Ningn comportamiento monoplico en el lado de laproduccin.

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Mercados de Energa

El mercado de la energa se disea explicitamentepara incluir los tpicos de ingeniera asociados conel control y operacin de sistemas de potencias.

En el mercado de la energa, todas las transacciones delservicio-cliente se basan de una misma maneraconsistente en una sola cantidad, el precio spot de cadahora.

El precio spot se define en trminos de los costosmarginales conforme a la conciliacin de la renta

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Revisin de los Principios Econmicos

Tres pasos hacia un mercado de energaPaso 1 : Definir el precio Spot cada hora y evaluarsu comportamiento.Paso 2 : Especificar un sistema apropiado detransacciones entre empresa-cliente basadas en elprecio Spot horario y los costos asociados de lastransacciones.Paso 3 : Implementar el mercado de energa

considerando las necesidades y las capacidades de lasempresas y de los clientes.

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Cmo se organizan los Mercados

ESQUEMAVERTICAL

D

T

G G

T

ESQUEMAHORIZONTAL

GG GG

DDDD D


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DesregulacinEn un mercado verticalmente integrado las opciones de losclientes de elegir suministro es limitada. Hoy, la desregulacin delos mercados elctricos abre una gran variedad de opciones a losusuarios finales para elegir el modo en que sern abastecidos.

Los esfuerzos de toda desregulacin apuntan hacia el deseo deaumentar la eficiencia e introducir la disciplina proporcionada porel mercado en donde la competicin substituye la regulacin. Losmercados competitivos con tarifas liberadas ofreceran mayores

beneficios a los clientes, incluyendo el de mayor confiabilidad.


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Las Transacciones

A travs de comercializadores, que no son ni generadores nidistribuidores y actan como intermediarios.

A travs de Power Pools o bolsas, donde el operadorproporciona la informacin del sistema, que incluye losprogramas de despacho, precios y cualquier otra instruccinde operacin.

A travs de Contratos Bilaterales, que se establecen entregeneradores o entre generadores y consumidoresdirectamente. Estos pueden ser Fsicos o Financierosdependiendo de las reglas que rijan en el sistema.


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ISO

Usuarios MWh

Redes de BT

MWh Spot$$$

Tarifa $$$

Servicioal cliente

VentaRegulada

Info

El Operador del Sistema Independienete (ISO)

D&R Monopoly(ies)

Utility Gen., IPPs, MWh

Info

InfoOperacindel Sistema

Spot$$$

Mercadospot

Contrato $$$

Contrato $$$

Redesde AT Contratode Venta


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Mercado Chileno

Las tres actividades principales del sector elctrico chileno son:generacin, transmisin y distribucin. Se encuentran reguladas porla Ley General de Servicio Elctricos.

En cada sistema, la generacin elctrica es coordinada por su

respectivo Centro de Despacho Econmico de Carga, entidadautnoma integrada por las principales empresas generadoras. El CDEC planifica y coordina la operacin de las centrales de manera

de asegurar eficiencia econmica en el sistema. Adems optimiza laoperacin del sistema despachando las plantas segn sus costosvariables de produccin para abastecer la demanda elctrica, almnimo costo.


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Principales hitos

1982: se promulga la nueva Ley General de Servicios Elctricos (DFL N1) que regula el sector elctrico.

Separa G-T-D Define un mercado de generacin competitivo Regula los monopolios de transmisin y distribucin Define concesiones en distribucin y en transmisin Operacin a mnimo costo coordinada va los Centros de Despacho

Econmicos de Carga Costo marginal Los conflictos entre agentes de la industria son resueltos por el MINECOM, va informe tcnico de la CNE


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Principales Hitos


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Principales hitos


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Principales hitos


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Principales hitos


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Principales hitos


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Principales hitos


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Poltica 1992

Separar los roles del gobierno en las reas de normatividad,regulacin y rea empresarial.

Permitir al mximo el rol de las fuerzas del mercado.

Establecer la regulacin de precios que reflejen los costoseconmicos.

Privatizar las empresas estatales y promover la inversin privada ennuevas instalaciones

Reformar la estructura corporativa de las empresas estatalesmientras estas se privaticen.


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La operacin de SEP

Competencia MonopolioNatural? MonopolioNatural

NEGOCIO Vs SERVICIOPBLICO


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GENERADORAS

TRANSMISORAS

CR

DISTRIBUIDORAS

DOCOES

TRANSACCIONES EN EL MERCADO DEELECTRICIDAD

CL CR CL

FLUJO DE

ENERGA

FLUJO

ECONMICOGENERADORAS

TRANSMISORAS

DISTRIBUIDORAS

COORDINACIN

MWh

MWh

MWh

MWh

$ $ C O N T R A T O S

$ $ C O N T R A T O

/ R E G U L A D O

$ $

P E A

J E

$$ SPOT / POTNCIA

$ $

R E G U L A D O

$$ PEAJES + IT

CR: Clientes ReguladosCL: Clientes Libres


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COSTOS MARGINALES Y EQUILIBRIO

FINANCIEROO sobre cmo los costos marginales

pueden recuperar los costos deinversin y operacin

Costos Marginales y Equilibrio Financiero


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25

Costos Marginales y EquilibrioFinanciero

MaxDem

Curv a de CargaMW

Horas

Curva de Carga

0

Capacidad utilizadadurante una horaCapacidad utilizadadurante todo el tiempo

MinDem

24


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26


MW

Horas

MW

Horas

Curva de CargaCurva de Duracin

0 0

MaxDem

Curv a de Carga y Duracin de Potenc ia

MinDem


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Precios en Barra

Ingresos Marginales por Energa + Ingresos Marginales por Potencia

= Anualidad del Costo de Inversin + Costos de Operacin y Mantenim

OyMCinvICMgPICMgE a

Prin c ip io d e la Tarifa en Gen eracin


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Costos Marginales de Energa

Precio Bsico de Energa

PrecioUS$/MWh

OfertaMW

0

Pp

Precio delSistema

DpDemanda = Dp

Curva deDemandaInelstica

Curva deOferta


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29

Precio Bsico de Potencia

Costo Marginal de Potencia

Hidroelctricas TV

Carbn TVResidual TGas65

US$/kW-ao

Define el Costo Marginalde Potencia

Los precios incluyen el costo de la turbina + la conexin y el efecto del TIF y el MRFO

120

176

283

CMgP


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30


US$/kW-ao b3 b2 a1

b1

a2

ai : Costos de inversin

bi: Costos de operacin

a3

Horas de Operacin T1

Demanda (MW)

Central 3 : Turbogas (Diesel 2) P3

P2Central 2 : Turbo Vapor

P1 Central 1: Hidroelctrica

Horas de Duracin

T2

Costos de Produccin y Tarifas a Costo Marginal


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31


US$/kW-ao 48.79 13.45 144.10

0.00

91.50

ai : Costos de inversin


50.37

Horas de Operacin 1163.34

Demanda (MW)Central 3 : Turbogas (Diesel 2) 138.17

326.12Central 2 : Turbo Vapor (Residual,

Carbn, Gas Natural )

1535.71 Central 1: Hidroelctrica

Horas de Duracin

3910.78

12056.9 GWh

827.5 GWh

80.4

Costos de Produccin y Tarifas a Costo Marginal (ejemplo)


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32

B3


US$/kW-ao b3 b2 a1

b1

a2 ai : Costos de inversin


a3


Demanda (MW)Bloque 3 : A Costo de Turbogas

Bloque 2: A Costos de Turbo Vapor

Bloque 1: A Costo de Hidroelctrica

Horas de Duracin

T2

MD

B2B1

Costos de Produccin y Tarifas a Costo Marginal


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33


US$/kW-ao b3 b2 a1

b1

a2 ai : Costos de inversin


a3


Demanda (MW)Bloque 3 : A Costo de Turbogas

Bloque 2: A Costos de Turbo Vapor

Bloque 1: A Costo de Hidroelctrica

Horas de Duracin

T2

MD

4666.4GWh

6051.1GWh

2247.3GWh

Costos de Produccin y Tarifas a Costo Marginal (ejemplo)


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POT.MAX 2,000 MW, Fac.Carga: 0.74

DATOSPOTENCIA

PLANTA INVERSION OPERACION EN CURVA(US$/kW-ao) (mils/kWh) DE DURAC

P1 144.10 0.00 PLANTAS HORAS MWP2 91.50 13.45 P1 y P2 3910.78 1535.71P3 50.37 48.79 P2 y P3 1163.84 1861.83

COSTO DE PRODUCCIN

PLANTA POTENCIA ENERGIA COSTO (Miles de US$)INSTALADA GENERADA

(MW) (GWh) INVERS OPERAC TOTALP1 1536 12,056.9 221,295.3 - 221,295.3P2 326 827.5 29,840.1 11,129.5 40,969.6P3 138 80.4 6,959.7 3,923.0 10,882.7

TOTAL 2000 12,964.8 258,095.1 15,052.4 273,147.6

TARIFACIN A COSTO MARGINAL

CANTIDAD PRECIO RECAUDACIONMax Deman 2,000.0 50.37 100,740.0 kUS$

Bloque 3 2,247.3 48.79 109,644.3 kUS$Bloque 2 4,666.4 13.45 62,763.3 kUS$Bloque1 6,051.1 0.00 0.0 kUS$TOTAL 12,964.8 273,147.6 kUS$

HORAS DE OPERACION PARA LASCUALES ES INDIFERENTE EL EMPLEO

DE UNO U OTRO TIPO DE PLANTA

TARIFACIN A COSTO MARGINAL


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a) POR POTENCIA MW US$/kw kUS$

P1 1,535.71 50.37 77,354P2 326.12 50.37 16,427P3 138.17 50.37 6,960

b) POR ENERGA mils/kwh: 48.79 13.45 0

Energa Vendida (GWh):

P1 1,787.31 4,218.50 6,051.09P2 379.55 447.92P3 80.41

c) TOTAL INGRESOS (en miles de US ) ENERGIA POTENCIA TOTAL

P1 143,942 77,354 221,295.3P2 24,543 16,427 40,969.6P3 3,923 6,960 10,882.7

TOTAL 172,408 100,740 273,147.6


INGRESOS POR CENTRAL


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Modelo PERSEO:Marco Legal

Los precios regulados Deben reflejar los costos marginales de

suministro .

Tarifas en Barra Precios Regulados de Generador a Distribuidor

para el Servicio Pblico

Costos de Generacin + Transmisin


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Marco Legal

Para Calcular Tarifas en Barra Precio de Energa

Proyectar Demanda y Oferta

Planificar la operacin de mnimo costo Estimar los Costos Marginales de Corto Plazo Precio en Barra como Costos Marginales promedio

ponderados por la demanda.

Precio de Potencia


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Generacin Transmisin Distribucin

Costo Marginal de GeneracinCuanto adicionalmente debe gastarse

en generacin de energa para atender un incremento en la demanda

P 1

P 2

Idea Fundamental


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Costos de Generacin Termoelctrica

Relacionados con laproduccin de Energa

Combustibles Petrleo Gas Carbn

No combustibles Lubricantes otros


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Costos de Generacin Hidroelctrica

Relacionados con laproduccin de Energa

Combustible Agua

(muchas veces su valor esdistinto de cero y enalgunos es mayor que elcosto de produccintermoelctrico)

No combustibles(es despreciable, seconsidera cero)

CENTRALHIDROELECTRICA


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Despacho de Sistema Termoelctrico

Conocidos los costos deproduccin Cmo seatiende la demanda?

Ordenamiento por costos deproduccin.

Imagine 3 plantas C1 : 0 US$/MWh, 10MWh C2 : 3 US$/MWh, 30MWh C3 : 1 US$/MWh, 5MWh

Imagine una demanda de25MWh

C1: 10 MW

C3: 5 MW

El costo Marginal3US$Mwh

C2: 10 MW 10x3 +5x1

10x0

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Despacho de SistemaHidrotrmico

Qu pasa si hay aguaalmacenada?

Decidir si se utiliza o no seutiliza. Depende de si hayagua en el futuro.

Imagine 2 plantas C1 : 2 US$/MWh C2 : Agua

Imagine la demanda es1MWh y se cubre con slouna de ellas Volumen

Almacenad

Costo Total dela decisin

1

2

LlenoVaco


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Despacho de SistemaHidrotrmico

Hay agua Costo Actual

CostoFuturo

CostoTotal

Vaco 0 0 0Lleno 2 0 2

No hayagua

Costo Actual

CostoFuturo

CostoTotal

Vaco 0 2 2Lleno 2 0 2

Esperado CostoTotal

Vaco 1Lleno 2

Significa que debe atenderla demanda con lahidroelctrica y que el costomarginal es 1US$/MWh


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Demanda

Transmisin

Generacin

P E R S E O

Costos Marginales de Corto Plazo de Generacin

Precios de Energa en Barra

Valores del Agua

Energa Generada por Central

Volumenes Almacenados en Embalses

Flujos de Energa en Lneas Transm.

Modelo PERSEODescripcin Operativa


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Modelo PERSEOAspectos de Diseo

CPLEX EXCEL

Datos del SistemaHidrotrmico

Archivosde Texto

Optimizador Lineal Primal, Dual Flujo en Redes con

Restricciones Adicionales Reportes y GrficosModelamientoMatemtico

FORTRAN y

C++


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Qu tarifas se estn regulando como Precios enBarra? (1 de 3)

Generacin

PRECIO BASICO DEENERGIA

PRECIO BASICODE POTENCIA

PEAJE DETRANSMISION

PRECIOS EN BARRA

Transmisin

OTROS CARGOSADICIONALES


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Qu tarifas se estn regulando como Preciosen Barra? (2 de 3)

Tarifas de Generacin Elctrica Precio de Energa : Remunera los costos variables de las centrales de generacin

elctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca) Precio de Potencia : Remunera los costos fijos de las centrales de generacin

elctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)

Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisin Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los transmisores

Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben pagar altransmisor para completar los costos del servicio


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Qu ordena la legislacin?

Tarifas de Generacin Elctrica

Utilizar la oferta y demanda de los ltimos 12 meses. Proyectar la oferta y demanda para los prximos 24 meses. Determinar el precio de energa a partir del equilibrio de la oferta y

la demanda. Determinar el precio de potencia como el costo de inversin en una

turbina a gas. Los precios de energa y potencia no podrn diferir en 10% del

promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.


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Qu principios se utilizan? (1 de 4)

Tarifas de Generacin Elctrica Criterios marginalistas en el Sistema Interconectado: Se paga el costo de la

generacin ms econmica para atender la demanda

Costos de Produccin de Electricidad

0

50

100 150

200

250

300

350

Hidrulica TV Carbn CC-GN CS-GN CS-D2

C o s t o F

i j o :

U S $ / k W - a

o

0

20

40 60

80

100

120

140

C o s

t o V a r

i a b l e :

U S $ / M W h

Costo Fijo Costo Variable

TV R6


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Qu principios se utilizan? (3 de 4) Tarifas de Generacin Elctrica

Precio de Energa : Promedio ponderado de los costos de la unidad ms econmica hastaatender la demanda en cada momento del tiempo

ValorAgua

1622

25

70

130

Costo de produccin Demanda del consumidor

25

70

ValorAgua

22

25

70

130

25

Nuevo

Precio = (25+70+25)/3 =40,00

Costo de produccin

U S $ / M W h

U S $ / M W h


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Qu principios se utilizan? (4 de 4) Tarifas de Generacin Elctrica

Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generacin no debe diferir en ms (nimenos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

Precio promedioponderadoLicitaciones(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generacin

Se ajusta hasta lalnea punteada

Se ajusta hasta lalnea punteada


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Clculo del Precio de Energa (1 de 5) Precio de Energa

Proyeccin de Demanda En el pronstico de demanda se utiliza el Modelo Economtrico de Correccin de

Errores.Se considera preliminarmente el crecimiento de PBI del 2011 de 6,8%, el cual seractualizado con la cifra oficial del INEI para la publicacin.Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los aos 2012 y 2013realizado por el BCR en base a sus encuestas con analistas econmicos. Para elao 2014 se considera un crecimiento similar a 2013.

No corresponde la inclusin de demanda extranjera, debido a que en el ao 2011,se llevaron a cabo importaciones de Ecuador por situaciones de emergencia en el

marco del Decreto de Urgencia N 037-2008. Las prdidas en los niveles de transmisin, subtransmisin y distribucin estn en

el orden de 6,05%, 2,00% 7,53%, respectivamente. Las cargas especiales (Electroandes, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern,

etc.) representan aprox. el 21% de la demanda.


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Clculo del Precio de Energa (2 de 5)Ao Demanda Energa Anual Factor Carga

MW GWh Pot (%) Ener (%) Anual2011 4 961 35 223 8,0% 8,6% 81,0%2012 5 426 38 061 9,4% 8,1% 80,1%2013 5 836 41 460 7,6% 8,9% 81,1%2014 6 562 46 816 12,4% 12,9% 81,4%

Tasa de Crecimiento


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Clculo del Precio de Energa (3 de 5) Precio de Energa

Programa de Obras El plan de obras debe contemplar un programa eficiente de centrales

para entrar en servicio en el periodo de estudio, de modo que semantenga el equilibrio entre la oferta y la demanda del sistema. Se ha considerado los proyectos de generacin que se encuentran en

desarrollo, tales como: Conversin a Ciclo Combinado de CT Kallpa (859 MW) Conversin a Ciclo Combinado de CT Chilca I (804 MW)

CT Fnix Ciclo Combinado (521 MW) Segunda Etapa de CH Machupicchu (101 MW) CH Quitaracsa (112 MW)

Se ha considerado los proyectos de transmisin que se encuentranen desarrollo.


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Precio de Energa Precio de combustibles lquidos

Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroper.

Precio del Gas Natural Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el efectivamente pagado en

boca de pozo ms el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribucin, segncorresponda.

Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio nico resultadodel procedimiento N 31 C del COES-SINAC, teniendo como lmite superior (Procedimientoaprobado por Resolucin OSINERG N 108-2006-OS/CD): 2,4469 US$/MMBTU.

Precio del carbn Precio resultado de la aplicacin del Procedimiento para la Determinacin de los Precios deReferencia de Energticos usados en Generacin Elctrica: 128,75 US$/Ton .

Clculo del Precio de Energa (4 de 5)


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Clculo del Precio de Energa (5 de 5)

Precio de Energa Diferencias importantes con respecto de la propuesta de los

Subcomits de COES-SINAC Ajuste de precios de combustibles y tipo de cambio al 31.01.12 (Costos

Variables). Ajuste de CVNC (se mantuvo los fijados en 2010, salvo por Ventanilla, Santa

Rosa y los actualizados con el PR-34 del COES). Inclusin de los 46 escenarios hidrolgicos. Ajuste del programa de mantenimientos, con la no inclusin de aquellos

trabajos no sustentados. Inclusin del proyecto CH Quitaracsa (112 MW) para el mes de octubre del

2014, y retraso en la ampliacin de la CH Machupicchu (101 MW) del julio2013 a junio 2014.


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Precio de Potencia

El Precio Bsico de la Potencia se determina a partir de la utilizacin de los costoscorrespondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustiblediesel, conforme a la aplicacin del Procedimiento para la Determinacin delPrecio Bsico de Potencia, aprobado mediante Resolucin OSINERG N 260 -2004-OS/CD.

No se actualiz el precio FOB de la unidad de Punta, al no disponer de la revistaGas Turbine World del ao 2012. La actualizacin se realizar para la Publicacin .

Se actualizaron los costos de conexin elctrica de acuerdo con la ltima versinde la Base de datos de Mdulos Estndares de Inversin para Sistemas deTransmisin con costos 2011, aprobada con la Resolucin OSINERGMIN N 013-2012-OS/CD.

Clculo del Precio de Potencia (1 de 3)


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199,8

149,9

Clculo del Precio de Potencia (2 de 3) Aplicacin Procedimiento para determinar Precio Bsico de

Potencia.

PG7241FA

MWRevista GTWH

May.11 May.12

199,8

149,9

MWEn el SEIN

180,1

159,2 TG3 Ventanilla

Se toman losque estn dentro

del rango parala Inversin

176,0 TG1 Chilca

180,1GT24

SGT6-5000F

194,3 TG3 Chilca

199,8 TG8 Santa Rosa


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Clculo del Precio de Potencia (3 de 3)

Ao Costo anuales (US$/kW-ao)

Generadores ConexinElctrica

Costo Fijo deOperacin y

Mantenimiento

Total

2011 58,08 3,94 14,24 76,262012 58,50 3,61 14,31 76,42

En el cuadro siguiente se presenta la comparacin del precios depotencia por cada componente, entre la propuesta y la fijacin anterior:


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Definicin de la Ley: El costo de racionamiento es el costo promedio incurrido por losusuarios, al no disponer de energa y tener que obtenerla de fuentes alternativas. Elcosto se calcular como valor nico y ser representativo de los dficits ms

frecuentes que pueden presentarse en el sistema elctrico .

Al respecto, se realiz una encuesta de valorizacin de contingencias, para conocerla disposicin a pagar de los usuarios regulados y el costo de generacin alternativade los usuarios libres, para evitar un corte de suministro.

Como resultado de dicha metodologa, se tiene que el valor propuesto de costoracionamiento es de 746 US$/MWh, que es el costo promedio (ponderado) detodos los usuarios.

Actualizacin de Costo de Racionamiento


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Comparacin de Precios

De acuerdo el Procedimiento para Comparacin de Precios Regulados que seaprob con la Resolucin OSINERGMIN N 273-2010-OS/CD, se compar el precioterico con el precio promedio de las licitaciones, resultando que el precio tericose encuentra en menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cualse tuvo que aplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que seencuentre en el rango de 10% exigido por la Segunda DisposicinComplementaria Final de la Ley N 28832.

Precio Terico10,441 ctmS/./kWh

Precio Licitacin 15,466 ctmS/./kWh-10 %

13,9192 ctmS/./kWh

Precio Terico Ajustado


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Remuneracin de Transmisin

23 Julio 2006(Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisin(SPT)

Sistema Secundario de Transmisin(SST)



Sistema Complementario de Transmisin(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisin(SGT)

En la Fijacin de Precios en Barra se regulan las tarifas paralas instalaciones de transmisin que son parte de SPT y SGT


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Qu ordena la legislacin? Tarifas de Sistema Principal de Transmisin

Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisin son aquellas que fueroncalificadas como tales antes de la promulgacin de la Ley 28832.

Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y elCosto de Operacin y Mantenimiento (costos totales).

Agregar los Cargos Adicionales.

Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisin Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisin son aquellas que

forman parte del Plan de Transmisin y cuya concesin y construccin sonresultado de un proceso de licitacin.

Las componentes de inversin, operacin y mantenimiento que forman partede la base tarifaria, sern los valores que resulten de los procesos delicitacin.


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Qu principios se utilizan? (1 de 2) Tarifas de Transmisin (Elctrica)

Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisin necesariopara transmitir la energa requerida por la demanda, considerando criterios deeficiencia.

Peaje porTransmisin

Ingresotarifario

Costo Totalde la

transmisin

(inversinyoperacin)

Liquidaci

n Recaudacin

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores


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Qu principios se utilizan? (2 de 2)

Cargos Adicionales (CA) Criterios de compensacin: Se estiman los costos que deben ser

compensados en cumplimiento de los Decretos Legislativos N 1041 y N1002, as como los Decretos de Urgencia N 037-2008 y N 049-2008.

Estos costos son asignados a los usuarios de electricidad dentro del Peajedel Sistema Principal de Transmisin y en las formas que establecen dichosdecretos.

Los costos son asignados en misma proporcin para los usuarios de electricidad,con excepcin del Cargo por Compensacin de Generacin Adicional queestablece en Decreto de Urgencia N 037-2008, el cual debe ser asignado en basea los siguientes factores:

Usuario Regulado factor 1,0 Usuario Libre factor 2,0 (mayor que 2,5 MW y menor que 10 MW; optativo) Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)


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69

La Transmisin Instalaciones que permiten llevar la energa desde las

centrales de generacin, hasta los sistemas de distribucin dela energa. Las instalaciones de transmisin tambin son lasque interconectan distintos sistemas elctricos, paraaprovechar la energa de menor costo de zonas lejanas.

En el Per se considera que las instalaciones de transmisinestn conformadas por lneas y subestaciones con tensinigual o mayor a 30 kV.

Transmisin > 30 Kilovoltios


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71

Tipos de Sistemas de Transmisin

23 Julio 2006(Ley 28832)





Sistema Complementario de Transmisin(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisin(SGT)


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72

La transmisin es regulada

Estn sujetos a Regulacin de Precios (Art. 43LCE): La transferencia de potencia y energa entre

generadores. Las tarifas y compensaciones a titulares de

Sistemas de Transmisin y Distribucin.

Las ventas de energa de generadores aconcesionarios de distribucin destinadas alServicio Pblico de Electricidad (SPE).

Las ventas a usuarios del SPE.


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73

Los criterios bsicos de regulacin

(Art. 42 LCE) Los precios regulados seestructuran de modo que:

Reflejen los costos marginales de suministro.

Promuevan la eficiencia del sector.


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74

Los Contratos Ley

En forma independiente de lo establecido en la LCE yel RLCE, el Estado Peruano suscribi Contratos conrango de Ley, con empresas de transmisinotorgndoles en concesin sistemas de transmisin,estos son de dos tipos: Contratos BOOT Contratos tipo Remuneracin Anual Garantizada

En mrito a estos contratos las tarifas para estasinstalaciones tienen un tratamiento diferente.

Sistema de Precios en el Per


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COSTOS DEOPERACION Y

MANTENIMIENTO

PEAJES PORTRANSMISION

Sistema deTransmisin a

Remunerar

COSTO ANUAL DE

TRANSMISION

INGRESOSTARIFARIOS

COSTOS DEINVERSION ENTRANSMISION

Sistema de Precios en el Per


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76

Costo Total de la Transmisin

Costo Total Anual = Anualidad Inversin + Costo Operacin y Mantenimiento

Costo Total Anual = aCI + COyM

La Base Tarifaria se determina con base a:SGT Un planeamiento nacional (Plan de Transmisin)SCT Un planeamiento regional (Plan de Inversiones)SPT Un Sistema Econmicamente AdaptadoSST Para instalaciones pagadas por la Generacin:

Un Sistema Econmicamente AdaptadoPara instalaciones pagadas por la demanda: Unmonto fijo calculado con tarifas vigentes.

Quienes Pagan por las Instalaciones de


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77

Quienes Pagan por las Instalaciones deTransmisin

Tipo Generadores Usuarios

SGT No Si

SPT No SiSCT o SST de Demanda No Si

SCT o SST de Generacin Si No

SCT o SST Excepcional Si Si


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78

Reparto de pago entre Generadores

El pago asignado a los generadores se reparte por doscriterios:

Beneficios Econmicos: Cada generador paga unporcentaje en proporcin al beneficio econmicoque la instalacin de transmisin le brinda.

Uso del Sistema: Cada generador paga enproporcin al uso fsico que hace de la instalacinde transmisin.

C l G d


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79

Cmo pagan los GeneradoresLos generadores pagan a los transmisores la proporcin del Costo Total

anual que les fue asignado, mediante doce pagos mensuales iguales,denominados Compensaciones mensuales

Costo Total anual

Ene Feb Mar Oct Nov Dic. . .

100

12,41 12,41 12,41 12,41 12,41 12,41

Compensaciones Mensuales


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80

Cmo pagan los Usuarios

Se paga a travs de dos cargos

El Ingreso Tarifario , se incluye en los precios de energa ypotencia en S/./kW-mes o en ctms S/./kWh

El peaje es el monto adicional al IT para pagar el CostoTotal de Transmisin. El usuario paga un peaje unitario (S/./kW-mes o en ctms S/./kWh) que resulta de dividir elPeaje entre la demanda total

Cos to Tot al de Trans m isin= Ing reso Tarifario + Peaje

Peaje Unit ario = Peaje / Dem and a To tal

Esquemas de Remuneracin de la


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81

Esquemas de Remuneracin de laDistribucin

La tarifa es determinada de una empresa tericamodelo que provee un servicio con ciertascaractersticas y es eficiente en la expansin de susinstalaciones y en su operacin y mantenimiento

Define las reglas de competencia contra las cuales laempresa real es medida

Este tipo de regulacin es factible dadas lascaractersticas tecnolgicas de la actividad dedistribucin

Tarifa por Incentivos - Yardstick


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Proceso de Determinacin del VAD

VNREmpresas deDistribucin

VAD Aprobado

Determinacinde Sectores

Tpicos

COyMEmpresas deDistribucin

Estudio deCostos del

VADEmpresaModeloTarifa Base

VAD

Constantes y Variablesde Clculo

EpFBPFEE

Factores de Expansin de PrdidasFactores de Ponderacin del VAD

Factores de CoincidenciaFactores de Contribucin

Horas de Utilizacin

8% TIR 16%

Ajuste VAD

Ingresos

SI

NO

YardstickBenchmark

d l b


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83

Remuneracin de la Distribucin

La tarifa es determinada de una empresaterica modelo (Yardstick) que es comparada(benchmark) con las empresas dedistribucin reales

La tarifa es denominada Valor Agregado deDistribucin (VAD) que considera: Costos asociados al usuario independiente del

consumo Prdidas estndar de energa y potencia Costos estndar de inversin, operacin y

mantenimiento por unidad de demanda

d l b


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Remuneracin de la Distribucin Costos asociados al usuario independiente

del consumo Lectura de medidor Procesamiento de factura

Reparto de factura Cobranza de factura

Cargos fijos CFH = Lectura horaria de energa y potencia CFS = Lectura simple de energa y potencia

contratada

CFE = Lectura simple de energa

R i d l Di ib i


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85

Remuneracin de la Distribucin

VAD = Valor Agregado de DistribucinaVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema

Econmicamente AdaptadoCOyM = Costos estndar de operacin y mantenimientoDM = Demanda mxima del sistema de distribucin elctrica

DMCOyMaVNRVAD


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Un poco de historia.

1955 1972 1982 1992 2004 2006 ...

Ley de laIndustriaElctrica

Ley Normativade Electricidad

Ley Generalde Electricidad

Ley deConcesionesElctricas

Ley N 28447

Ley de laGeneracin

Eficiente

Estado - Centralismo

Inv. Privada -

Mercado

P bl


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Problemas

Precio de la potencia. Transmisin principal y secundaria. Retiros sin contrato.

Precios regulados a criterio del regulador. Disponibilidad de gas Congestion de transmisin

Inversiones en generacin Introduccin de renovables


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Conceptos Principales en la Ley GeneracinEficiente 2006

Licitaciones de Suministro a Precio Firme. Reestructuracin del Operador. Nueva Regulacin de la Transmisin. Participacin Distribuidores y Grandes Usuarios Libres en

el Mercado de Corto Plazo. Compensaciones a Sistemas Aislados. Modificaciones a la Ley de Concesiones Elctricas.

D L i l i N 1002


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Decreto Legislativo N 1002

Sistemas de Potencia IIMercados Elctricos


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D t L i l ti N 1041


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Decreto Legislativo N 1041

D t d U i N 035 2006


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Decreto de Urgencia N 035-2006

D t d i N046 2007


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Decreto de urgencia N046-2007

D t d U g i N 037 2008


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D t d U g i N 037 2008


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Decreto de Urgencia N 049 2008


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La gerencia de una empresa de generacin separa


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La gerencia de una empresa de generacin separala comercializacin y la produccin


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El COES acta como una bolsa de electricidad

A B C D E

COES

A B C D E

CR

CR

CL

CL

Gerencia de produccin Gerencia de comercializacin

Energaclientes

Precioclientes

Produccinenerga

Costoproduccin

Costomarginal

-+- . Costomarginal. . Energaclientes

El modelo ms difundido est expresado en la


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El modelo ms difundido est expresado en laregulacin

Resultadooperacional

Energaclientes

Precioclientes

Produccinenerga

Costoproduccin

Energaclientes

Costomarginal=

Ingresos porventas a clientes

Ingresos porventas en el spot

Costos deProduccin

Resultadooperacional

Produccinenerga

Costoproduccin

Costomarginal= + Energaclientes Precioclientes -. Costomarginal. Energaclientes- .

. + - . -

Preciospot


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Las decisiones del gerente de produccin ...

COES


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El poder de negociacin del gerente comercial cuando


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p g gcompra la energa para sus clientes ...

En el COES, todos compran al mismo


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Existe un lmite legal de comercializacin: la Energa Firme

Todos los generadores tienen acceso al mismo precio de compra

Nadie tiene ventajas comparativas para comercializar

Energaclientes Precioclientes - . Costomarginal. Energaclientes

En el COES, todos compran al mismoprecio ...

Antes de comprometerse, el gerente comercial debe


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predecir los precios de compra en la bolsa

10

20

40

50

60

70

E n e - 9

7

S e p - 9 7

M a y - 9

8

E n e - 9

9

S e p - 9 9

M a y - 0

0

E n e - 0 1

S e p - 0 1

M a y - 0

2

E n e - 0

3

S e p - 0 3

M a y - 0

4

E n e - 0

5

S e p - 0 5

M a y - 0

6

E n e - 0

7

S e p - 0 7

M a y - 0

8

E n e - 0

9

S e p - 0 9

M a y - 1

0

E n e - 1

1

S e p - 1 1

M a y - 1

2

E n e - 1

3

S e p - 1 3

M a y - 1

4

Mes

U S $ / M W h

Energaclientes

Precioclientes

- . Costomarginal

. Energaclientes

Y cmo se pueden diferenciar las empresas ante sus


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clientes ?

Y la negociacin con los clientes ?


106/111

Y la negociacin con los clientes ?

Comprar caro para vender barato ?


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Sistema de potencia IISector Elctrico Peruano

Precios mayores o igualesque el CMg

Clientes de mayor riesgo

Mercado segmentado:Grandes clientes libresClientes libres menores

10

20

30

40

50

60

70

U S $ / M W

h

Cmg_Promedio

Precio Clientes

Energaclientes

Precioclientes

- . Costomarginal

. Energaclientes

Comprar caro para vender barato ?

Negociacin en el mercado regulado


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Negociacin en el mercado regulado

Pero seor generador....


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Estoy obligado a comprar a precio regulado !!

10

20

30

40

50

60

70

U S $ / M W h

Cmg_Promedio

Tarifa_Prom 48 meses

Energaclientes

Precioclientes

- . Costomarginal

. Energaclientes

Ninguna empresa determina su propia produccin


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El mercado libre en AT y MAT es competitivo.

No hay ventajas comparativasCostosUbicacin geogrficaCalidad y confiabilidad del producto

No hay barreras de entrada.

Los precios regulados son menores que el CMg.

Los problemas mayores que se


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perciben hoy Marco regulatorio debilitado por los cambios coyunturales en

las reglas de juego. Falta de una planificacin concordada entre el desarrollo del

gas y la electricidad.

Reserva insuficiente para asegurar la continuidad del servicio. Decisiones no eficientes en la prioridad de los proyectos del

de Plan de transmisin. Retiro sin contrato de clientes libres y distribuidoras.

Sistema de licitaciones adecuado a los proveedores peroinadecuado para garantizar la demanda.

1. mercados eléctricos

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