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Departamento Nacional de Planeación
Análisis comparativo de los mercados mayoristas
de electricidad. Recomendaciones sobre mercado
de corto plazo e incorporación de FERNC
7 de octubre de 2016
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Mercado de corto plazoDiagnóstico
1. Falta de firmeza y flexibilidad en el mercado diario
2. Problemas en la formación de precios de corto plazo
3. Vulnerabilidad al ejercicio de poder de mercado
4. Falta de participación de la demanda en el mercado
En el mercado de corto plazo se identificaron los siguientes temas susceptibles de mejora:
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Mercado de corto plazoDiagnóstico
1. Falta de firmeza y flexibilidad en el mercado diario
• No existe un verdadero mercado del día anterior
• Precios y transacciones calculados ex post
• Imposibilidad de ajustar posiciones en el mercado de corto plazo
Energía re-despachada como porcentaje del total de la generación
Fuente: XM Fuente: Datos XM, elaboración propia
Vertimientos aprovechables
Consecuencias:
• No optimización de redespachos
• Desaprovechamiento de recursos
• Retardo en las señales de precio para el mercado
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Mercado de corto plazoDiagnóstico
2. Problemas en la formación de precios de corto plazo
• El supuesto básico del modelo de precios actual es que no
existen restricciones en la red el cual no se cumple
• Adición de conceptos diferentes a la energía en las ofertas de
precio y mezcla de metodologías
Generación fuera de mérito como porcentaje de la generación total
Fuente: Datos XM, elaboración propia
Comparación entre el monto de compras en Bolsa y Restricciones
1 Los conceptos adicionados (CEE/CERE, FAZNI, Costo Unitario de AGC, Ley 99) fueron equivalentes al 24% del precio en bolsa durante 2014 y 2015
Consecuencias:
• Precio no refleja condiciones de generación real sino ideal, no
considera generación fuera de mérito
• Mecanismo adicionales para reconciliar la red. Costos
significativos de restricciones y socialización de estos
• Precio en bolsa tiene componentes que no son costo de energía,
y no refleja costo de energía fuera de mérito
1
Fuente: Datos XM, elaboración propia
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Generación de seguridad Planta 1
Mercado de corto plazoDiagnóstico
3. Vulnerabilidad al ejercicio de poder de mercado
• Condiciones que incrementan la habilidad e incentivo de potencial
ejercicio de poder de mercado: Concentración y condiciones de la
red
• En el referenciamiento internacional se encuentran varias
medidas de control y mitigación del poder de mercado, que no se
aplican en Colombia.
2
Wolak (2009) y Comité de Vigilancia de la SSPD2
Fuente: Datos XM, elaboración propia
4. Falta de participación de la demanda en el MEM
• Mercado colombiano es unilateral porque la demanda es pasiva
(one-sided market)
• Consenso en las ventajas de mercado de dos puntas (two-sided
market)
• Elasticidad de la demanda contrarresta volatilidad de precio
y poder de mercado
• Mecanismos de RD existente
• RD sólo se activa en condiciones extremas del mercado
• Usuarios no han utilizado el esquema
• Inexistencia de agregadores de demanda
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Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo
1. Operación de un mercado del día antes y de mercados intradiarios
2. Formación eficiente de precios de corto plazo
3. Medidas de mitigación de poder de mercado
4. Participación activa de la demanda
La propuesta de mejora al mercado de corto plazo va a estar enfocada en los siguientes temas:
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Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo
1. Operación de un mercado del día antes y mercados intradiarios
Mercado diario
• Generadores ofertan disponibilidad y precio para el día siguiente
• Comercializadores ofertan cantidad y disponibilidad a pagar por
energía para el día siguiente
• Transacciones y precios horarios basados en casación de oferta y
demanda
• Demanda no cubierta será abastecida en el mercado intradiario
• En el mercado del día antes se transan las cantidades no
cubiertas por los contratos de energía
• Transacciones firmes el día antes independientemente de la
operación
• Corto plazo se utilizaría modelo de despacho ideal luego se
migraría a modelo de precios nodales marginales (LMP)
14:00-15:00
Publicación de resultados del mercado del día antes
10:00 14:008:00 12:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00
Día Antes Día de operación
P*
Q*
7:00 2:00
Antes de las 8:00
Generadores y comercializadores entran sus posiciones en el sistema
8:00-12:00
Proceso de cálculo de precios basados en oferta y demanda
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Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo
14:00-15:00
Publicación de resultados del mercado del día antes
14:00 18:00 22:00 2:00 6:00 10:00 14:0016:00 20:00 24:00 4:00 8:00 12:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00
Mercado Intradiario 1 Mercado Intradiario 2 Mercado Intradiario 3 Mercado Intradiario 4
Gate Closure Mercado 1
Gate Closure Mercado 2
Gate Closure Mercado 3
Gate Closure Mercado 4
Día Antes Día de operación
Mercados intradiarios
• Posibilidad de ajustar ofertas de precio hasta un “Gate Closure”
• Ofertas solo de venta de energía
• Liquidación ex post con generación y demanda real
• Inicialmente cuatro mercados intradiarios (4x6 horas)
• Desviaciones respecto al mercado del día antes se liquidan a precios del
mercado intradiario
• Corto plazo se utilizaría modelo de despacho ideal luego se migraría a
modelo de precios nodales marginales (LMP)
1. Operación de un mercado del día antes y mercados intradiarios
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Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo
2. Formación eficiente de precios de corto plazo
Objetivo:
• Reflejar el costo marginal de producción de energía
• Propuesta de largo plazo: migrar a un modelo de precios nodales
marginales (LMP)
• En el corto plazo se propone ajustes a la formación de precios
que lo acerque a este objetivo
Cambios en el corto plazo
• Separar conceptos diferentes al costo variable de energía
• Calcular un único precio de energía para la demanda, igual al
ponderado del precio marginal del despacho ideal y el precio
marginal de generación fuera de mérito
• Simplificar tratamiento de generación inflexible
Mediano y largo plazo–
Cálculo de precios marginales nodales (LMP)
• Metodología probada para obtener una señal eficiente de precio
• Costo incremental de suministrar una unidad adicional de energía
en un nodo determinado de la red de transmisión.
• Complementado con “Market uplift”
• Costos de arranque y parada y operación sin carga
• Genera costos variables de congestión que son cubiertos con
derechos financieros de transmisión
LMP = Costo Marginal de Energía
Costo por Congestión de la Red
Pérdidas de Energía+ +
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Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo
Implementación de siguientes medidas:
• Revisar el tope máximo de precios de oferta que refleje el costo
de racionamiento
• No interfiere con el precio de escasez y el comportamiento
natural de los precios de energía
• Adoptar un esquema de mitigación de ofertas de venta de
energía, que considere la realización de pruebas sistemáticas
• Test pivotales o pruebas de conducta
• Acotamiento de oferta individual si no pasa la prueba
• Introducir el concepto de generación obligada (o must-run units)
• Generación obligada permanente no participa en ofertas
de precios sino con costos contratados
Corto Plazo
• Mercado de dos puntas
• Ofertas de compra en el mercado del día antes
• Implementación de RD en mercados intradiarios
• Ofertas de reducción de demanda
• Remuneración a precios del mercado intradiario
• Flexibilización de condiciones de participación de la RD y
condiciones de despacho.
• Evaluación del potencial de reducción de la demanda y
análisis de costo beneficio.
• Implementación de la figura del agregador y participación
directa de usuarios no regulados
3. Medidas de mitigación de poder de mercado 4. Participación de la demanda
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Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables
1. Motivaciones para la promoción de la generación de las FERNC
2. Mecanismos para la promoción de la generación de las FERNC
3. Criterios de comparación y de evaluación de desempeño
4. Instrumentos utilizados para incorporar la Generación de las FERNC
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Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables (GER)
1. Motivaciones para la promoción de la generación de las FERNC
Las motivaciones para implementar políticas y mecanismos están enfocadas a :
• Disminuir las emisiones que contribuyen con el calentamiento global
• Aumentar la diversidad energética y mejorar la seguridad del suministro
• Fomentar el desarrollo económico
Objetivo Específico:
• Aumentar la proporción de la capacidad instalada e incrementarla producción con fuentes renovables no convencionales
El uso de políticas para la generación busca :
• Corregir las fallas de mercados (externalidades)
• Equiparar condiciones con las tecnologías convencionales
• Eliminar las barreras de entrada
• Facilitar la financiación a largo plazo
La selección de políticas e incentivos adecuados para promover la GER, dependen de los objetivos de cada país, sus condiciones especificas y sus capacidades
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Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables2. Instrumentos utilizados para incorporar la Generación de las FERNC
Instrumentos para la reducción
de emisiones de carbono
Dirigidas a reducir
emisiones de dióxido de
carbono, por lo que
promueven indirectamente
el desarrollo de GER
► Impuesto a las
emisiones de carbono
► Topes y comercio de
emisiones de carbono
(Cap and Trade)
1Instrumentos que fijan la
cantidad de GER
Fijan la cantidad de GER
que debe ser incorporada
al sistema y el mercado la
suministra a un precio
competitivo.
► Cuotas y certificados de
energía renovable
► Adjudicación (subastas)
de contratación de
energía renovable
3Instrumentos que fijan la
remuneración de la GER
► Incentivos de precio de
la energía de la GER
(Feed-In-Tariff, FIT)
► Incentivos adicionales al
precio de la energía de
la GER (créditos
fiscales)
2Medición
bidireccional o neta de energía
para la GER
Fomenta la participación
de la generación
distribuida
Permite cuantificar y
valorar los excedentes de
generación inyectados a la
red, conforme a la
medición o facturación
neta de la energía.
4Otro tipo de
incentivos para la GER
► Incentivos fiscales a la
inversión
► Prioridad de acceso y
despacho de la
generación variable
5
Page 16
Expansión e inversión en GER
Incentivo fiscal de la Ley 788 de 2002
Incentivos fiscales de la ley 1715 de 2014 :
Crédito fiscal de hasta el 50% de la inversión en proyectos de FERNC
Exclusión del IVA, exención de arancel de importaciones y depreciación acelerada
Participaciónen el mercado
Reg. 024 de 2015 de la CREG regula la autogeneración a gran escala y así mismo la entrega de excedentes a la red
Se han definido fórmulas para el cálculo de la ENFICC de energía eólica, solar fotovoltaica y geotérmica
Remuneraciónde la GER
No se aplican esquemas de
incentivo al precio de la generación con FERNC en el
Mercado Mayorista
Conexión y despacho físico
La conexión a la red de transmisión no discrimina entre generación renovable y no renovable
Hay prioridad de despacho para filo de agua y menores (hasta 20 MW).
Diagnóstico de las FERNC en el MEM
3. Mecanismos de promoción de la generación con FERNC
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Diagnóstico de las FERNC en el MEM
4. Participación de la Generación con FERNC en el Mercado Mayorista
Fuente: Elaboración propia
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
COLOMBIA UK NORDPOOL CAISO PJM
Porcentaje capacidad instalada (GW) 2014
Renovables No convencionales Hidroelectrica No renovables
Fuente: Elaboración propia
► Representa el 2 % de la generación en el MEM
0,8 % Eólica 0,1 % Biomasa
► Colombia no cuenta con una capacidad significativa de renovables no convencionales, pero cuenta con una matriz de energía limpia de emisión de carbono al estar sustentada en generación por hidroeléctricas y uso de gas.
0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000
PJM
NordPool
Reino Unido
California
Colombia
Producción total y de energía renovable (GWh) 2014
Produción de renovables Produción total
2%
21%
2%
14%
17%
1,1 % PCH
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Diagnóstico de las FERNC en el MEM
11095
110
260
190
160
100
200
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Gas Natural Carbon Nuclear Solar (Residencial) Solar (Comercial) Solar (Large) Eólico (Onshore) Eólico (Ofshore)
LCO
E( U
SD/M
Wh
)
Costos nivelados proyectados a 2020
Costos Nivelados Mediana
0
50
100
150
200
250
300
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Hidroeléctrica Carbón Eólico Solar Geotérmia Caña Palma
USD
/MW
h
MW
Costos nivelados estimados en Colombia
LCOE (USD/MWh) Capacidad (MW)
Costos Nivelados OECD Costos Nivelados Colombia
Fuente: Projected Cost of Generating Electricity IEA/NEA 2015 Fuente: Plan de expansión de referencia generación- transmisión UPME 2029
- Escenario 12
Tasa convencionales 7,9% y Tasa de GER 8,5%
5. Costos nivelados de generación con FERNC y Subastas
Tasa de descuento 10%
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Diagnóstico de las FERNC en el MEM
5. Costos nivelados de generación con FERNC y Subastas
Subastas de Contratación de Largo Plazo
Fuente: IEA, 2016 Elaboración de
Varias Fuentes
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Colombia lleva más de
20 años con una estructura
de Mercado Mayorista competitivo
incluyendo una reglamentación
de acceso y conexión no
discriminatoria
Mercado Competitivo
Colombia tiene recursos
disponibles a nivel nacional
que resultan atractivos
comparados con otras
partes del mundo
Potencial de la GER
Colombia tiene incentivos
en materia fiscal , en especial
mediante la ley 1715 de 2014.
Estos incentivos representan
una disminución para el productor
sobre el costo final de generación
Incentivos para la GER
Oportunidades Barreras
Diagnóstico de las FERNC en el MEM
6. Oportunidades y barreras para la participación de las FERNC
Regulación • Hasta hace poco no existían mecanismos regulatorios que hicieran
viable la integración al SIN y al MEM de las energías renovables
• Ausencia de requerimientos técnicos del Código de Redes en cuanto
a conexión de los parques eólicos
• Existe mayor riesgo en la inversión respecto a las tecnologías
convencionales, lo que genera tasas desfavorables para la
financiación
• La madurez en el sector de las tecnologías convencionales genera
riesgo comparativo en la participación de nuevas tecnologías,
como las FERNC con equipos y características diferentes.
Financiamiento
Mercado y tecnología
Externalidades y costos de transacción
• Costos ambientales no están reflejados e los precios de
generación.
• Los costos de transacción pueden ser más altos medidos como
costo unitario por ausencia de efectos de escala
A nivel internacional hay
una tendencia decreciente en
costos de generación FERNC.
Existe interés por
inversionistas en la GER
Competitividad de la GER
La ausencia de reglas genera una mayor incertidumbre y costos en el diseño, construcción y operación de la GER
Crean una barrera para que los nuevos agentes compitan con las empresas establecidas
Las fuentes de fondeo se limitan a la banca multilateral como impulsores del desarrollo en energía sostenible
Afecta competitividad de renovables frente a la generación convencional,
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1. Motivaciones y alternativas para promover las FERNC en el MEM
Seguridad EnergéticaBeneficio Ambiental Eficiencia Económica
Las tecnologías de generación con renovables pueden llegar a tener costos comparables con generación convencional
El resultado de las subastas en diversas tecnologías renovales, ha confirmado una tendencia decreciente
La eficiencia económica es un impulsor valido para la incorporación de FERNC en el MEM, sin necesidad de aplicar esquemas de incentivos de precios o cuotas.
• Por la reducción de emisiones que contribuyen el calentamiento global.
• La centralización y organización del sector eléctrico favorece las acciones de reducción de emisiones.
No se identifica que el ambiental sea un driver preponderante para la incorporación de GERNC en el Mercado Mayorista
• Generando mayor confiabilidad de suministro, con base en mayor diversidad de fuentes de generación
• Por complementariedad de las energías renovables con la generación convencional cuando comparten condiciones climáticas
• No es claro que la remuneración por confiabilidad sea un incentivo lo suficientemente fuerte para acometer inversiones en estas tecnologías
Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM
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Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM
1. Subastas centralizadas de contratos de largo plazo
2. Ajustes del mercado de confiabilidad
3. Mercado de corto plazo y despacho de la generación variable
4. Requisitos de conexión
Las propuestas de integración de Energías Renovables No Convencionales al Mercado de Energía Mayorista se dividen en:
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1. Subastas de contratos a largo plazo
Subasta
El elemento central para
promover el desarrollo de
proyectos de generación
renovable es proveer un
mecanismo de contratación
anticipada de largo plazo que
apalanque la financiación de
los proyectos
► Subastas competitivas de largo plazo (15 a 20 años), precio marginal.
► Abiertas a todo tipo de tecnología, pueden participar plantas nuevas o existentes
► Contratos tipo “pague lo contratado” , no tienen despacho físico pero para participar en la subasta se requiere tener respaldo de una planta de generación
► Contratos de entrega horaria en tres bloques de carga: demanda de punta, demanda intermedia y demanda de valle (fuera de punta).
► Las ofertas de la subasta son de cantidad y precio monómico de energía, y la adjudicación se realiza a una sola ronda en sobre cerrado
PropuestaImpactos
Esperados
Efectividad y
Eficiencia
Factibilidad y
Aplicabilidad
Subastas
centralizadas
de largo plazo
para
generación
renovable y
convencional
Mayor profundidad
del mercado de
contratos
Señales de precio
de largo plazo
Incorporación de
nueva generación
de FERNC
Asegura un
cubrimiento de precio
mínimo y de largo
plazo para la
demanda
Atractivo para la
generación renovable
y convencional
Mecanismo de
mercado, minimiza
costos.
Implementación
del proceso de
subasta y
contratación es
complejo
Utilizado
internacionalme
nte
Compatible con
el mercado de
contratos
Prioridad de
acceso al
mercado de
confiabilidad
por participar
en las
Subastas
centralizadas
de largo plazo
Incentiva
participación en las
subastas de
contrato de largo
plazo
Facilita el acceso al
mercado de
confiabilidad para
las FERNC
Aumenta oferta y
competencia en la
contratación de largo
plazo
Reduce oferta en las
subastas de
confiabilidad
Requiere
reglamentación
adecuada de
acceso
Implementación
es simple
Compatible con
el mercado de
confiabilidad
Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM
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2. Ajustes al mercado de confiabilidad
• La ENFICC se calcularía de manera estacional o
mensual ( en lugar de anual)
• El cálculo de la ENFICC estacional se realizaría con
referencia a la estación seca definida en la regulación
(o los meses de la estación seca)
• Presentar ofertas de portafolio binarias: Una planta
FERNC nueva más una convencional.
• Calculo de la ENFICC combinado, deben ser
complementarias
Propuesta Impactos EsperadosEfectividad y
Eficiencia
Factibilidad y
Aplicabilidad
Cálculo de ENFICC
estacional o
mensual para
generación
renovable y
convencional
• Reconoce mayor
firmeza a las
FERNC por
complementar.
sistémica
• Incentivo a
expansión de la
FERNC
• Aumenta
expectativa de
remuneración
de confiabilidad
para las FERNC
• Aumenta oferta
en las subastas
de confiabilidad
• Requiere cambios
en metodologías
de cálculo de
ENFICC
• Compatible con la
remuneración de
confiabilidad por
firmeza
Ofertas de portafolio
de ENFICC binarias,
de planta renovable
nueva y una
convencional
complementarias
• Reconoce mayor
firmeza a las
FERNC por
complementarieda
d con otros
recursos
• Incentivo para la
diversificación de
portafolios de
generación con
FERNC
• Aumenta
expectativa de
remuneración
de confiabilidad
para las FERNC
• Menos
atractivos para
nuevos
entrantes o
proyectos
individuales
• Requiere
desarrollar
metodología de
cálculo y reglas de
asignación y
cumplimiento.
• No modifica el
esquema del
cargo por
confiabilidad
Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM
OEF
Dic Ene Feb. Mar Abril May Jun Jul Ago Sep
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3. Mercado de corto plazo y despacho de la generación variable
Despacho de la generación variable sin mercados intradiarios
En tanto no existan mercados intradiarios ni participación significativa de FERNC se recomienda dar prioridad de despacho a toda la generación variable
• Extender a generación eólica y solar la opción de auto despacho sin penalización por desviaciones que existe para la generación filo de agua
Propuesta Impactos EsperadosEfectividad y
Eficiencia
Factibilidad y
Aplicabilidad
Prioridad de acceso
para toda la
generación variable
(provisional)
• Mitiga el riesgo de
despacho
centralizado de
generación
variable
• Reduce barreras
de entrada de las
FERNC
• Discrimina
despacho de
generación
renovable y
convencional
• Medida
provisional de
aplicación
simple
• No requiere
cambios al
modelo de
despacho
Operación de
mercados
intradiarios con
cierre cercano al
tiempo real
(Permanente)
• Flexibiliza el
despacho de
generación
• Da herramientas
para manejar
riesgos de
despacho de
generación
variable
• Permite
incorporar
cantidades
significativas de
FERN al
despacho
centralizado
• Medida de
largo plazo, de
implementación
más compleja.
• Compatible con
el modelo de
mercado del
MEM
Despacho de la generación variable con mercados intradiarios
• La GER presenta ofertas horarias de cantidad y precio para el mercado del día antes.
• Se pueden ajustar o modificar ofertas horarias de generación en los mercados intradiarios de acuerdo con sus pronósticos horarios de generación
• Las desviaciones de generación se liquidan comercialmente en los mercados intradiarios
• Las desviaciones del programa de despacho sólo se penaliza si la diferencia supere significativamente los márgenes de error de pronostico
Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM
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4. Requisitos de conexión y operación
Debe adicionarse el código de redes, con los requisitos mínimos de conexión y operación adicional específicos para la generación variable que estos deben cumplir
Se debe tener en cuenta los siguientes aspectos técnicos:
Rangos de operación en frecuencia de las unidades
Respuesta primaria de frecuencia de las unidades
Factor de potencia (consumo de reactivos) en el puntode conexión
Rangos de control de potencia activa
Control de voltaje (suministro de reactivos)
Soporte de tensión en falla (Fault ride-through capability)
Calidad de potencia
Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM