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Pontificia Universidad Católica de ChileF a c u l t a d d e I n g e n i e r í aDepartamento de Ingeniería Eléctrica

IEE 3372- Mercados Eléctricos

Informe FinalTrabajo de Investigación

THE CALIFORNIA POWER EXCHANGE

Elaborado por :Sebastián Barrientos E.

Anthony Yorston P.

29 de mayo de 2000

IEE-3332 Mercados Eléctricos California Power Exchange

1

INDICE

Siglas y Traducciones................................................................................................................................ 2Introducción............................................................................................................................................... 3Un Poco De Historia.................................................................................................................................. 4Como Funcionaba El Mercado Hasta 1997............................................................................................... 5Como funciona mercado ahora.................................................................................................................. 6Participantes de los Mercados Eléctricos .................................................................................................. 71) Chile ...................................................................................................................................................... 7

Generacion............................................................................................................................................. 7Transmision ........................................................................................................................................... 9Distribucion ......................................................................................................................................... 10

2) CALIFORNIA .................................................................................................................................... 11Generacion........................................................................................................................................... 11

Participantes........................................................................................................................... 13

Por propiedad:.................................................................................................................... 13

Otros Participantes (QFs)................................................................................................... 14

Productores Independientes (IPP)...................................................................................... 14

Transmisión ......................................................................................................................................... 14Distribución ......................................................................................................................................... 16

El Mercado Californiano ......................................................................................................................... 16Dos Entes Fundamentales En El Nuevo Mercado: ISO y CalPX ........................................................... 16

California Independent System Operator (ISO).................................................................................. 16California Power Exchange................................................................................................................. 18Operación del Sistema......................................................................................................................... 19Day-Ahead, Hour-Ahead and Real Time Markets.............................................................................. 19Block Forwarding Markets.................................................................................................................. 21

Protocolo de Programación (Scheduling Protocol)................................................................ 22

Protocolo de Despacho .......................................................................................................... 23

Servicios Auxiliares (AS) ...................................................................................................... 23

Despacho de Unidades de Seguridad..................................................................................... 23

Invalidación............................................................................................................................ 24

Pérdidas de Transmisión ........................................................................................................ 24

Congestión ............................................................................................................................. 24

Desarrollo futuro ................................................................................................................................. 24Conclusiones ........................................................................................................................................... 26Preguntas Frecuentes............................................................................................................................... 29Fuentes De Información .......................................................................................................................... 31


2

SIGLAS Y TRADUCCIONES

En este trabajo se han usado las siguientes siglas y traducciones.

California

Day Ahead DA Día Previo

Hour Ahead HA Hora Previa

Independent System Operator ISO Operador Independiente del Sistema

Power Exchange PX Bolsa de Energía

Scheduling Coordinators SC Coordinadores de Programacion

Federal Energy Regulatory

Comission

FERC Comisión Federal Regulatoria de Energía

California Public Utilities

Commission

CPUC Comisión de Empresas Públicas de

California

Real Time RT Tiempo Real

Firm Transmission Rights FTR Derechos de Trasmisión

Regulation Energy Payment

Adjustment

REPA Pago de Energía de Regulación

Chile

CDEC Centro de Despacho Económico de Carga

SIC Sistema Interconectado Central

SING Sistema Interconectado del Norte Grande

http://www.caiso.com/clientserv/settlements/index.html


3

INTRODUCCIÓN

Un requerimiento básico para el desarrollo y operación de un mercado competitivo es que los

generadores tengan libre acceso al sistema de transmisión. El acceso a esta red no es solo la conexión

física, sino que además se requiere coordinación de todos los participantes en las operaciones de corto

plazo para asi mantener un sistema confiable y estable.

Al desarrollarse el mercado californiano surgieron varias preguntas de cómo implementar la

nueva desregulación, se cuestionó ¿Cual era el rol del operador del sistema?, ¿Debía el operador jugar

un rol en el despacho económico?, ¿Sería necesario que los generadores despachasen

centralizadamente? ¿Era necesario que estuviese relacionado el operador físico y económico del

sistema? Finalmente se optó por no seguir ninguno de los modelos utilizados en otras partes del mundo,

sino adoptar un esquema nuevo conocido como ISO - Power Exchange.

El objetivo principal de este trabajo es analizar el esquema Californiano, analizando con

detenimiento quienes son los principales actores de este nuevo sistema y como interactúan entre sí.

Para ello se estudiará el funcionamiento de la Generación, Transmisión y Distribución. Se analizará con

particular detalle el funcionamiento del Operador Independiente del Sistema (ISO) y del California

Power Exchange (CalPX), ya que estos son la columna vertebral de todo el sistema y una de las

principales diferencias con el sistema eléctrico chileno.

Para hacer comparaciones se hará una breve descripción de la manera que opera el sistema

chileno y quienes son sus principales actores. De esa manera se pretende obtener conclusiones de

cuales son las principales diferencias entre estos dos modelos y cual es la aplicabilidad de algunos

aspectos que pueden mejorar el sistema chileno.


4

UN POCO DE HISTORIA

California es un estado del sureste

Norteamericano Por lo tanto forma parte del

WSCC (más información en Desregulación en

el Sector Eléctrico Norteamericano).

Este gran sistema interconectado tiene un

sistema de transmisión como el de la figura,

con diferentes áreas internas (para propósitos

de manejo de congestión).

California es un territorio de clima muy

cálido, y que por lo tanto tiene sus mayores

consumos eléctricos en verano, debido al uso

masivo de climatizadores de aire.

El 31 de Marzo de 1998, la industria de

potencia eléctrica en California comenzó un

proceso de desregulación que durará cuatro años.

Como resultado de este proceso los consumidores,

sin distinguir el tipo (residencial, comercial,

industrial y agricultor), pueden comprar ahora

electricidad de un número mayor de proveedores,

en otras palabras, los consumidores pueden elegir

quienes le abastecen de electricidad.

Como contraparte, los dueños del sector eléctrico californiano han separado los negocios de

generación transmisión y distribución, haciendo de cada uno de ellos un negocio independiente. Los

negocios de transmisión y distribución siguen regulados por el Federal Energy Regulatory Comission

(FERC) y el California Public Utilities Commission (CPUC) respectivamente. Sin embargo el sector

generación se ha desrregulado y sometido a las fuerzas imperantes en el mercado, dejando que los

precios sean el resultado de la oferta y demanda.

La industria (incluyendo aquellas empresas en manos municipales) serán totalmente competitivas

a partir del año 2002.

http://www.ing.puc.cl/power/alumno98/eeuu/eeuu.htm



5

COMO FUNCIONABA EL MERCADO HASTA 1997

En California existían tres empresas que abarcaban gran parte de la industria – Pacific Gas and

Electric (PG&E), Southern California Edison (SCE), y San Diego Gas and Electric (SDG&E). Estas

empresas generaban, compraban, transmitían y distribuían la electricidad de tal manera de suplir las

necesidades de los consumidores.

Cada una de estas empresas era responsable de igualar carga y recursos para así mantener la

frecuencia y abastecer las demandas en nudos donde existía interconexión con otros. Dado que era

obligación mantener un nivel de generación y a la vez realizar todas las inversiones necesarias para

abastecer las necesidades cambiantes de sus áreas de servicio, las empresas desarrollaron sus propios

sistemas de pronóstico de demanda y generación, operaban sus propias plantas generadoras, y

realizaban contratos de largo plazo con sus abastecedores de combustible para así cumplir con la

demanda y los aumentos de esta. Cada una podía comprarle o venderle energía a sus pares y a otras

empresas de los estados del oeste.

Pasos desregulatorios previos

- En 1992 el congreso de los Estados Unidos aprueba el Energy Policy Act, este autorizaba a la

Comisión Reguladora de Energía (FERC) a proveer un acceso abierto a la transmisión de

electricidad.

- En 1996 la FERC dispuso que todas las compañías transmisoras a nivel nacional debían permitir a

los proveedores de electricidad el uso de sus líneas. Esto permitió la apertura del mercado a las

compañías generadoras.

- Promulgación en Septiembre de 1996 de legislación desregulatoria, que abogaba por la apertura del

nuevo mercado para el 1 de Enero de 1998. Finalmente el 31 de Marzo de 1998, con tres meses de

atraso se dío inicio a este proceso en el estado de California.


6

COMO FUNCIONA MERCADO AHORA

A partir del 31 de Marzo de 1998 la operación del sector transmisión de las empresas PG&E’s,

SCE’s y SDG&E’s está en manos del Independent System Operator (ISO). La misión del ISO es

asegurar que todas las empresas eléctricas productoras tengan las mismas condiciones para mandar

electricidad a través de las líneas a sus consumidores.

Durante un período de transición que durará hasta Marzo del 2002, las empresas PG&E, SCE y

SDG&E deben comprar y vender toda su generación a través del California Power Exchange (CalPX),

la que a su vez remata la oferta y demanda de energía.

Desde el 31 de Marzo de 1998 los clientes de PG&E, SCE y SDG&E han podido comprar

electricidad de cualquiera de los ofertantes que ellos deseen, o seguir utilizando a la empresa que les

brindaba el servicio hasta esa fecha. Los productores independientes, generadoras municipales y

provenientes de otros estados tienen la opción de comprar o vender electricidad a través del CalPX o si

lo prefieren vender directamente a un consumidor sin tener que pasar por el CalPX.

Los consumidores han obtenido mejoras en el precio debido fundamentalmente a la

competencia en generación, un mercado líquido al cual siguen entrando nuevos actores, y a los nuevos

productos que fortalecen al mercado, tales como los forwards.

Tabla 1: Precios Julio 1 - Sept 15 ($/MWh)

Average Peak Non-Peak

1999 30.36 36.91 22.22

1998 37.25 47.91 24.00


7

PARTICIPANTES DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS

A continuación se hará un paralelo con el sistema eléctrico chileno, con el fin de encontrar

similitudes y diferencias en la estructura que faciliten la aplicación de diferentes reglas de mercado.

1) CHILE

GENERACION

a) Expansión del parque

El desarrollo de la generación en Chile se realiza por iniciativa de agentes privados, el interés del

Estado es promover el desarrollo óptimo del sector dejando que el mercado opere libremente, sin

embargo no le está vedado intervenir directamente.

Los organismos encargados de definir la política sectorial publican planes indicativos de

generación y transmisión. Además de ser usados en la determinación de precios regulados, ellos

constituyen una señal al mercado de la opinión de la autoridad sobre la expansión óptima.

b) Operación y despacho

Uno de los principales objetivos es la operación coordinada de las centrales generadoras, tanto

por razones económicas como de seguridad en el abastecimiento. Las decisiones de operación son

determinadas por un organismo encargado del despacho (CEDEC), todos los generadores conectados

estan regidos por dicho organismo.

Existen distintos mecanismos para establecer tanto los costos variables de operación de las

centrales térmicas como los valores del agua y con distintos grados de libertad para el generador en

relación con su probabilidad de ser despachado. Para los costos variables de los generadores, los

generadores declaran costos reales de producción auditados. Por su parte, el valor marginal del agua de

las centrales con embalses es determinado por el CEDEC mediante una optimización centralizada de la

operación utilizando modelos matemáticos ad hoc.


8

c) Mercado spot

Este mercado esta constituido por los generadores que inyectan potencia y energía a la red en

calidad de oferentes y por comercializadores o consumidores de energía eléctrica, que realizan los

correspondientes retiros desde la red en calidad de demandantes. El precio al que se valorizan las

transacciones corresponde al costo marginal instantáneo en la correspondiente barra. En Chile sólo los

generadores participan en el mercado spot y las transacciones sólo se hacen entre ellos: generadores

con excedentes venden a aquellos con déficit.

Los productos transados en el mercado spot son, además de energía y potencia, energía reactiva,

reserva fría, regulación de frecuencia. La potencia está asociada al abastecimiento de la demanda en

horas de punta o en condiciones hidrológicas desfavorables. La potencia que se remunera a cada central

se realiza mediante un análisis probabilístico, con respecto a la salida forzada de unidades, y

adicionalmente se considera el abastecimiento en condición hidrológica desfavorable.

d) Mercados a contratos

Entendemos por comercializador al agente económico que establece contratos de abastecimiento

con clientes que demandan energía eléctrica en alta tensión. A fin de establecer contratos se exige

contar con respaldo de generación firme propia o contratada con otros generadores.

e) Precios (en alta tensión).

En el mercado spot, el precio de la energía corresponde al costo marginal de corto plazo, el cual

varía horariamente y depende de la ubicación geográfica y del nivel de tensión. Estos precios son

determinados por el CEDEC. El costo marginal de potencia corresponde explícitamente al costo de

desarrollo de capacidad de punta (turbinas a gas).

En el mercado de contratos, los precios pueden ser libremente negociado entre las partes o

regulados por la autoridad. Esto último ocurre, para las ventas a clientes menores de 2 MW o a

empresas distribuidoras, en la proporción que ellas tienen clientes pequeños sujetos a regulación de

precios. El precio regulado tiene siempre el sentido de precio máximo.

Los precios regulados varían con la ubicación geográfica, el nivel de tensión y de bloques

horarios. Con el fin de estabilizar su valor, el precio de energía se calcula promediando los valores

esperados para los siguientes meses.


9

TRANSMISION

a) Características generales

La obligatoriedad de otorgar libre acceso de terceros al uso de las instalaciones de transmisión es

un factor clave para crear condiciones de competencia en el sector.

Los sistemas de transmisión presentan economías de escala. que impiden que la tarificación a

costo marginal permita rentarlos adecuadamente. La tarificación a costo marginal, en este caso,

recupera parcialmente el costo de inversión y operación. El complemento necesario debe ser

prorrateado entre los usuarios de la red.

Estas características no han permitido encontrar un método único que entregue señales adecuadas

para la óptima asignación de recursos a través de decisiones descentralizadas (expansión de la red,

implicancias sobre localización de centrales, etc.).

b) Precios

La aplicación de la tarificación a costo marginal consiste en pagar a los generadores por la

potencia inyectada al sistema y cobrar a los comercializadores por su potencia retirada al costo

marginal instantáneo en la barra correspondiente. El monto total pagado por los comercializadores

supera a los pagos a los generadores (efecto derivado de pérdidas marginales superiores a las pérdidas

medias y a desacoplamientos de costos marginales en los extremos de líneas copadas). Esta diferencia

permite remunerar parcialmente al sistema de transmisión. Llamaremos peaje al pago complementario

requerido para cubrir los costos de los sistemas de transmisión

En Chile, se define un área de influencia para cada generador. El pago del peaje en las líneas que

son área de influencia de varios generadores se reparte en proporción a la potencia máxima transitada.

Las líneas que no pertenecen al área de influencia de ningún generador deben ser pagadas por los

generadores que abastecen a los consumidores conectados a ellas. La metodología para el cálculo de los

peajes esta determinada en la ley, pero tanto la proporciona pagar como el valor de las instalaciones

está sujeto a acuerdo entre las partes o arbitraje. Los precios regulados no incluyen peajes.

c) Expansión del sistema de transmisión.

Los propietarios de líneas existentes, están obligados a conectar las nuevas instalaciones a su red.

Las obras de transmisión son construidas por iniciativa de los interesados.


10

d) Calidad de servicio.

La calidad de servicio es el resultado de decisiones descentralizadas promovidas por los

generadores o usuarios. Estas decisiones dependen del sistema de precios imperante y de las exigencias

que los clientes impongan a los generadores.

DISTRIBUCION

a) Aspectos generales

Se reconoce que la distribución es una actividad monopólica que debe ser regulada. Las normas

intentan establecer mecanismos claros y objetivos de regulación que incentiven la eficiencia, la

participación privada, etc.

Se otorgan concesiones, en la mayoría de los casos exclusivas, para la instalación de redes de

distribución destinadas a proveer este servicio en un área geográfica determinada. Como contrapartida

existe obligación de dar servicio en ella. En este sentido se diferencia de las actividades de generación

y transmisión en las cuales, dada la mayor competencia, no existe obligación de servicio.

En general se impone la obligación de dar acceso a los generadores para abastecer clientes dentro

del área de concesión, sujeto al pago de peaje por las instalaciones utilizadas.

Para determinar la remuneración de la actividad de distribución, la empresa de distribución

compite contra una empresa eficiente, con lo cual la obliga a maximizar su eficiencia.

b) Precios

Se establecen precios libremente negociados para consumidores mayores 2 MW y precios

regulados para los consumidores menores.

Los precios regulados se forman a partir de un precio de compra en alta tensión más los costos

correspondientes al servicio de distribución. El costo de las compras en alta tensión esta valorizado al

precio regulado. La componente del costo correspondiente al servicio de distribución o valor agregado

de distribución se agrega a los costos de compra de energía y potencia en alta tensión.

Normalmente se distinguen costos de media tensión y baja tensión, determinándose los precios

correspondientes. Los costos de inversión y operación y pérdidas de potencia se cargan al componente

de potencia y las pérdidas de energía se cargan a la componente de energía.


11

Periódicamente se realizan estudios destinados a determinar los valores agregados de distribución

(VAD) o costos estándares. Ellos permiten tomar en cuenta la evolución de los costos, de las

tecnologías, las economías de escala, etc. aplicables a la empresa de distribución según su localización,

tamaño y densidad de clientes. Los estudios pueden ser realizados por la autoridad o encargados a

alguna empresa de consultoría aceptada por la autoridad y las empresas.

c) Expansión

Es decidida por cada empresa en forma autónoma, de manera de satisfacer exigencias de

abastecimiento de consumos, calidad de servicio u otros impuestos en el contrato de concesión y

teniendo en cuenta los incentivos dados por las señales tarifarias vigentes.

d) Calidad de servicio

Contempla en general: calidad del producto (nivel de tensión, desequilibrio entre fases), calidad

de servicio técnico (continuidad del suministro) y calidad del servicio comercial (facturación, reclamos,

etc.)

Se intenta regular la calidad a través de multas por incumplimiento de valores metas, que pueden

llegar a la caducación de la concesión.

2) CALIFORNIA

Los principales actores de este mercado son:

GENERACION

Los generadores proveen energía, potencia y servicios auxiliares (reserva en frío, reserva en giro,

regulación de voltaje, etc.) a través del CalPX o mediante el contacto directo con los compradores de

estos servicios. Los generadores deben responder a las instrucciones impartidas por el ISO y los

scheduling coordinators.

Aquí se muestra un mapa del mercado, con las diferentes generadoras por tipo de generación.

http://www.caiso.com/aboutus/restructure/p13.html


12

Conceptos básicos

Dentro de California, la electricidad es

generada por mas de 1300 plantas de

diferente índole. En la siguientes figura se

puede observar como están distribuidas las

distintas plantas en el estado y cual es la

composición de la energía generada.

La electricidad en California es

generada por centrales a gas natural, petróleo,

nucleares, hidroeléctricas, geotérmica, etc.

Una parte importante es además importada

desde estados colindantes y paises vecinos

(Canadá, México).

En la actualidad la principal fuente de combustible es el gas natural, el cual a reemplazado al

petróleo gracias a su menor precio y la menor contaminación ambiental de sus residuos.

En el siguiente gráfico se puede observar con mayor detalle de que forma se distribuyen las

distintas fuentes energéticas para la generación de electricidad en California. Se confirma que la

principal fuente es el gas natural, pero también es importante resaltar la gran dependencia que existe de

las importaciones energéticas desde otros estados y paises.


13

Ilustración 1: Fuentes de Electricidad para California (billones de kWh)

050

100150200250300

1983 1985 1987 1989 1991 1993

Geotermal & OtrosCarbónNuclearImportacioHidroeléctricoGas Nat. y Petroleo

Participantes

Por propiedad:

La generación hidroeléctrica satisfacía las necesidades del estado Californiano hasta la mitad del

siglo XX. Entre 1950 y 1970 se agregó un importante parque generador de tipo térmico que funcionaba

principalmente con petróleo y gas natural. Luego hasta comienzos de los noventa se incorporaron

centrales nucleares, geotermales y carboníferas.

El siguiente gráfico muestra la evolución del parque generador Californiano, nuevamente se

puede observar la relevancia que tiene el gas natural en la composición de los distintos combustibles.


14

Generadores Estatales (No privados)

05,00010,00015,00020,00025,00030,00035,00040,00045,00050,000

30 40 50 60 70 80 90

CarbónNuclearGeotermalPetróleo, GasHidroeléctrico

Otros Participantes (QFs)

Estos son generadores privados que a menudo utilizan fuentes energéticas alternativas o

renovables (como viento, sol, geotermal, etc.) para generar electricidad. Estos generadores deben

alcanzar ciertos estándares de calidad, eficiencia y calidad del combustible establecidos por la FERC.

Si cumplen estos requisitos las compañías distribuidoras están obligadas a comprarles la energía

generada. Una vez que el mercado este maduro y la transición desregulatoria esté completa, las QF´s

deberán competir sin privilegios en el mercado generador.

Productores Independientes (IPP)

Estos productores no son franquicias , agencias estatales, o QF´s. Generalmente estos productores

no poseen líneas de transmisión propias. Gran parte del crecimiento que ha habido de estos productores

ha sido de centrales de cogeneración.

TRANSMISIÓN

Antes que se pusiera en marcha la reestructuración del mercado californiano, las empresas

poseían sus propias líneas de transmisión, esto era parte de la política de integración vertical existente

hasta mediados de los noventa.


15

En la actualidad, las líneas de transmisión pertenecientes a las tras principales empresas PG&E,

SCE y SDG&E son operadas por la ISO. Esto permite que la operación del sistema sea auténticamente

independiente y no este sujeta a la presión de algunos generadores como en el caso chileno.

California posee un extenso sistema de transmisión que provee transporte a los generadores

oferentes del sector oeste de los EE.UU. El sistema interconectado del oeste representa a la mitad oeste

de país.

La siguiente figura muestra con detalle donde se encuentran localizadas las distintas líneas de

transmisión y quienes son sus dueños.

La parte principal del sistema de transmisión consiste de líneas de 500 KV, algunos de 230 KV y

también de 500 KV en corriente continua. Las compañías distribuidoras entregan electricidad desde la

grilla operada por el ISO.


16

DISTRIBUCIÓN

PG&E, SCE y SDG&E son compañías distribuidoras que atienden a diferentes áreas geográficas

del mercado californiano. También proveen de electricidad a los consumidores que no han optado por

otros oferentes que existen en el mercado. La UDC constantemente monitorea y mide la energía

entregada a los consumidores finales y luego cobran en base al uso de las líneas de transmisión y

distribución.

A su vez las UDC´s (Utility Distribution companies) compran la energía para sus clientes en el

CalPX

EL MERCADO CALIFORNIANO

CPUC reportaba el 15 de Enero del 2000 que casi un tercio de la demanda de grandes clientes

industriales era servida por compañías competitivas, mientras que alrededor de un 2.1% del consumo

residencial era con acceso directo.

Casi la mitad de los consumidores que se han cambiado han optado por “Energía Verde”,

electricidad generada de fuentes ambientalmente amigables tales como eólica, solar y geotérmica.

DOS ENTES FUNDAMENTALES EN EL NUEVO MERCADO: ISO Y CALPX

CALIFORNIA INDEPENDENT SYSTEM OPERATOR (ISO)

El Operador Independiente del Sistema (Cal-ISO) es una corporación de beneficio público creada

por el estado, que es regida por una junta directiva. Esta junta representa consumidores, ambientalistas,

empresas, negocios, generadores y más. Es fácil acceder a sus documentos a través de internet.

Aún cuando PG&E, SCE y SDG&E aún son dueñas de las instalaciones de transmisión, éstas

están siendo administradas por el ISO, quién a su vez esta regulada por la FERC. El ISO debe velar

para que compradores y vendedores de energía tengan iguales oportunidades de usar el sistema de

transmisión y de esta forma:

• Los vendedores de electricidad puedan transportar su producto hasta los compradores.


17

• Los compradores puedan recibir la electricidad de la empresa que ellos deseen.

La estructura de ISO es la siguiente:

El ISO cumple las funciones que tiene en Chile los CDEC, siendo responsable por la debida

operación del sistema. Para ello tiene poder de determinar generación en cualquier unidad conectada al

sistema, y de recopilar la información de la operación del sistema. La diferencia con los CDEC es que

este no se preocupa (primariamente) por la operación económica del sistema, sino de la seguridad y

confiabilidad de éste. También zanja disputas entre participantes, determina la provisión de servicios

auxiliares (AS), determina el precio spot en el RT, y enfrenta la congestión en las líneas.

El ISO tiene ejecutivos que se encargan del servicio a clientes: esto incluye información,

orientación, arreglo de disputas, verificación del cumplimiento de los acuerdos necesarios y que

cumplen con las tarifas y protocolos del ISO.

En este mercado se usa la figura de los Scheduling Coordinators (SCs), intermediarios entre

grupos de participantes en el ISO. Estos entregan programas balanceados, es decir, donde demanda y

oferta coinciden. Estos entes se deben registrar con ISO, y cualquier cliente que cumple ciertos

requisitos técnicos y de crédito puede servir como su propio SC. A cada participante que usa la red se

le obliga a designar un SC.


18

CALIFORNIA POWER EXCHANGE

El CalPX está localizado en el sur de California. Es una corporación pública sin fines de lucro,

abierta a todos los compradores y vendedores de energía. Su reglamento y cobros por servicios están

regulados por el FERC. CalPx es un SC del ISO, por lo que la afiliación a él es voluntaria. Sin

embargo, hoy transa aproximadamente el 86% del volumen del ISO, con más de 70 participantes de

todo EE.UU. Además se incorporó conexión desde México.

El principal objetivo del CalPX es proveer un mercado de energía eficiente y competitivo que

cumpla con las necesidades de sus clientes CalPX a precios de mercado, para así beneficiar a la gente

de California.

Cumple además un rol fundamental a nivel de mercado: provee de un mercado líquido, con

muchos participantes, lo que se traduce para los consumidores, especialmente los pequeños, en garantía

de recibir el servicio contratado. Para los proveedores, garantiza recibir los pagos.

Las empresas PG&E, SCE y SDG&E debieron poner su capacidad de generación a través del

CalPX hasta Marzo del 2002.

El Power Exchange y el Independent System Operator tienen unidades encargadas de monitorear

el cumplimiento de las reglas de mercado, para asegurar su funcionamiento justo y eficiente. Esats

PX Percent of ISO Market Share

Realtime2%

Bilateral Market12%

RMR2%PX - Hour

Ahead0.1.%

PX - Day Ahead84%

ISO - Bilateral MarketISO - RealtimePX - Day AheadPX - Hour AheadRMR


19

unidades trabajan coordinadamente, intercambiando datos e información referente a acciones

correctivas.

CalPx está en desarrollo, por lo que se sigue perfeccionando y entregando servicios diferenciados

para los consumidores. Desde Abril 1999 operan el “Green Market”, donde se ofrece energía producida

con tecnologías ambientalmente amigables; y el “Bookout”, que permite coordinación entre redes para

exportar energía a otras zonas, sin sobrecargos por wheeling-out.

OPERACIÓN DEL SISTEMA

DAY-AHEAD, HOUR-AHEAD AND REAL TIME MARKETS

El precio de la electricidad queda determinado en un esquema de libre mercado, en una bolsa.

Actualmente funcionan para la energía tres mercados complementarios: Día Previo (DA), Hora Previo

(HA) y Tiempo Real (RT).

Como su nombre lo indica, en el DA se transa energía para el día siguiente, basándose en la

información disponible. El mayor volumen de las transacciones son hechas en esta etapa. El HA

permite corregir anomalías de última hora, tales como condiciones atmosféricas (cambios de demanda).

Y el RT es el mercado spot donde se transa a Costo Marginal.

La variabilidad de los precios, se explica fundamentalmente por los siguientes factores:

- Precio del combustible

TOTAL PX TRANSACTION DOLLAR VOLUMEby Market

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

Apr-98 May-98 Jun-98 Jul-98 Aug-98 Sep-98 Oct-98

Month

Dol

lars

(mill

ions

)

Day Ahead Hour Ahead Real Time TOTAL


20

- Incertidumbre de carga

- Variabilidad en generación hidráulica

- Incertidumbre en generación

- Congestión en la transmisión

Brevemente se analiza cada uno de estas variables

Precio Combustible

El precio del combustible para generar electricidad es importante y un factor variable y de vital

importancia en la producción de electricidad.

El gas natural es utilizado para producir un porcentaje muy importante de la energía en

California. Cerca del 80 % del tiempo, las generadoras que marginan son las que utilizan gas natural.

Esto significa que el precio del gas natural es un factor preponderante para la fijación de los precios de

la electricidad, ya que son estas unidades las encargadas de igualar la oferta y demanda.

El precio del gas natural es en ocasiones bastante volátil como lo muestra el siguiente gráfico.

Entre Julio de 1996 y Enero de 1998, el precio del gas tuvo fluctuaciones de mas del 300 %. Esta

volatilidad en los precios del gas se traslada directamente a una volatilidad en los precios de la

electricidad cuando son las turbinas a gas que están marginando.

Durante el invierno, cuando la demanda por gas para calefacción es elevada, los costos para los

generadores aumentan. Este factor también se ve reflejado en el gráfico donde se observan precios

elevados en los meses de invierno (Diciembre - Enero).

Incertidumbre de carga

La cantidad de energía requerida para satisfacer la demanda en un día caluroso de verano esta

directamente relacionada con el clima – temperatura y humedad. Incertidumbre en los pronósticos del

tiempo repercute en cargas inciertas. Los peak de demanda requieren que sean despachadas las

centrales mas caras, lo cual repercute en mayores precios para el mercado.


21

Variabilidad en generación hidráulica

Los productores energéticos de la costa oeste de los EE.UU. tienen la gran ventaja de tener

numerosas centrales hidroeléctricas en sus alrededores. Un invierno lluvioso significa abundancia de

recurso hídrico, con la consiguiente reducción en los precios de la electricidad para los meses de

primavera y verano.

Incertidumbre en generación

Los productores de electricidad planean la mantención de las centrales con mucho cuidado para

así estar en servicio durante los mes peak en el verano. A pesar de esta planificación se producen fallas

en las centrales lo cual puede significar una reducción en la cantidad producida e incluso el cierre en

caso de fallas mayores. Salidas no planificadas de las centrales causan un incremento en los precios ya

que deben operar unidades más costosas.

Congestión en la transmisión

La congestión en transmisión ocurre cuando la entrega de energía esta limitada por el tamaño o

disponibilidad de líneas que lleguen a las cargas. Por ejemplo, una línea podría estar fuera de servicio

por reparación, o una ruta podría estar sobrecargada debido a importaciones de electricidad a través de

la misma ruta, desde otros estados. Estos factores producen congestión y por ende aumento en la

elasticidad del precio de la electricidad del lado de la carga.

Para los primeros años se espera una mayor congestión debido a la entrada al mercado de nuevos

participantes. Los diferentes protocolos de despacho y caminos alternativos a los utilizados

anteriormente crea una congestión no existente hasta antes de 1998. Es también por esta misma razón

que los precios fueron bastante volátiles en los primeros meses de funcionamiento del CalPX.

BLOCK FORWARDING MARKETS

A petición de varios participantes del Px, se creó un nuevo mercado, donde se transaran futuros

(forwards) de energía, como forma de mejorar y complementar tanto el mercado existente como la

operación del sistema. Para ello se creó una división dependiente del Px, llamada CTS (CalPx Trading

Services), por razones administrativas, financieras y organizacionales. Los participantes de este

mercado, deben ser participantes del Px, y deben cumplir requisitos de generación y/o factibilidad de

consumo en la red del ISO.


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• Dentro de los beneficios de este producto se incluyen:

• Facilidad de tener el precio firme con un mes de adelanto

• Liquidez

• Precios públicos

• Manejo de riesgo de créditos

• Anonimato

• Bajo costo de transacción

Para el funcionamiento eficiente y coordinado tanto del servicio como del mercado, es clave la

coordinación de los diferentes agentes entre ISO, Px y los partcipantes. Para ello hay definidos varios

protocolos, entre los cuales destacan:

Protocolo de Programación (Scheduling Protocol)

Sus objetivos son procesar los datos para la programación final de los Mercados de DA y HA (el

manejo en RT está en el Protocolo de Despacho (DP)); así como proveer la programación del uso de

los derechos de transmisión (FTRs) y el uso de derechos de servicios de transmisión bajo los contratos

existentes; ayudar al ISO en la compra de Servicios Auxiliares; y evitar Congestión en las líneas.

Así, este protocolo se aplica a las siguientes entidades:

(a) Coordinadores de Programación (Scheduling Coordinators) (SCs);

(b) Empresas Distribuidoras (Utility Distribution Companies) (UDCs);

(c) Empresas de Transmisión participantes (Participating Transmission Owners) (PTOs);

(d) Operadores de Area de Control, según los acuerdos Inter-Area; y

(e) el ISO.

El proceso va recibiendo datos desde una semana antes, generando proyecciones de demanda y

oferta, recibiendo planes propuestos por los diferentes participantes. Se reciben planes de despacho de

parte de los diferentes SCs, los cuales son revisados. En caso de aparecer inconsistencias entre SCs,

ambos son notificados para buscar una solución. El ISO cuenta con un protocolo en caso de que no se

llegue a acuerdo.

Los SCs entregan Programas Preferidos de Despacho, tanto para el DA como para el mercado

HA. El ISO se encarga también de revisar problemas de congestión, en cuyo caso busca el programa

que se lo más parecido posible a lo deseado por los participantes y que sea factible.


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Protocolo de Despacho

Las unidades de generación están obligadas a cumplir las demandas del ISO. Este determina el

despacho de acuerdo a lo programado según el punto anterior y a la diferencia que se produzca en

demanda en el mercado de tiempo real. Como la mayor parte de la energía estaba preprogramada, y el

flujo por las líneas calculado y previsto, no tiene la complicación que en el caso chileno, ya que los

generadores recibieron confirmación de sus planes de generación por parte de ISO.

Servicios Auxiliares (AS)

Actualmente hay una deficiencia en el mercado de servicios auxiliares en términos de no cumplir

los requerimientos que ISO plantea para cada hora de operación, en las reservas en giro y en frío. Como

resultado de esto, el ISO ha debido llamar unidades extra, llamadas RMR (Reliability Must Run), que

provean las condiciones de regulación del sistema. Un mercado pequeño tiene como resultado menos

competencia y mayores precios para los usuarios en las horas de punta. En compensación, se

instituyeron pagos por esta energía de regulación (REPA), pensados de modo de motivar a más

generadores a ofrecer regulación. Se han experimentado altos precios en otros AS cuando no recibe

suficientes ofertas para cubrir sus requerimientos y debe aceptarlas todas. Estas ofertas determinan el

precio de cierre. Por ello, el ISO está trabajando en eliminar las barreras de entrada al mercado.

Despacho de Unidades de Seguridad

Hasta este año, el ISO determinaba ciertas centrales que debían generar para garantizar la

seguridad del sistema, a las cuales ordenaba después del cierre del mercado de día previo la generación,

información que solo aparecía en el mercado spot. Esto hacía que los generadores afectados ajustaran

sus programas sólo a través del mercado de Hora previa y Tiempo Real, y lo que aumentaba la

volatilidad en los precios.

Esta energía protegía la operación en dos casos fundamentales: en situaciones de áreas

congestionadas, donde la estabilidad del sector está en peligro, en este caso se usa generación plana; y

áreas con problemas ambientales, donde el despacho es en base al llenado de la curva de carga.

Para mejorar esta situación, el ISO decidió avisar 2 horas antes del cierre del DA, dándole al

generador además la posibilidad de elegir la forma de pago por su energía.


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Además, es necesario notar que la operación del sistema requiere el manejo de grandes

volumenes de información, la cual debe estar disponible para los participantes. Para esto existe Wenet,

una red en internet a la que tienen acceso los participantes, y a través de la cual se mueve la

información necesaria.

Invalidación

Si un SC no cumpliere alguna de las transacciones comprometidas en el mercado DA, el ISO

eliminará todas las restantes participaciones para el día en cuestión.

Pérdidas de Transmisión

El ISO provee de los factores de generación (GMMs) para cada unidad generadora o punto de

interconexión de la red, de forma que el SC pueda planificar y cumplir con la cantidad demandada para

él en cada barra.

Para ello, el ISO usa un modelo de Flujo de Potencia, en base a las proyecciones de demanda

esperadas, antes de que los SCs entreguen sus esquemas preferidos de generación.

Luego, el ISO usará el flujo de tiempo real para calcular ex-post los GMMs, según la generación

y consumo medidas, y cualquier desviación de lo esperado será vendida o comprada en el RT a precio

de mercado.

Congestión

En el caso de que ISO determine la existencia de congestión en algún tramo de las líneas, optará

por el despacho preferido de los involucrados si es posible (cumplir con los requerimientos). Si no lo

es, este determina el nuevo plan de generación y cobra al Px un costo de congestión. El costo de

congestión es igual a la diferencia de los costos marginales de las áreas en cuestión, ya que se produce

un desacoplamiento de los sistemas. El Px a su vez traspasará este costo a sus participantes.

DESARROLLO FUTURO

El plan de implementación del CalPX contempla cuatro etapas:

1) Spot: Mercados de Día Previo y Hora Previa.

2) Spot Mejorado: ETCs, FTRs, Bookout y Auto Provisión de Servicios Auxiliares

3) Forward Plus: Mercados de Mes Previo, Semana Previa y Año Previo

4) Otros: Servicios de información y financiera.


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No están especificadas las fechas de puesta en marcha.

Se pretendc además, abrir a la competencia los servicios de facturación y cobranza, donde

diferentes empresas competirán por proveer el servicio.


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CONCLUSIONES

- ISO más independiente, tiene control sobre transmisión. En chile la transmisión le pertenece un

sector generador lo cual puede llevar a no operar el sistema de la mejor forma.

- El mercado californiano esta desregulado para consumidores mayoristas y residenciales, este es un

punto donde Chile debe mejorar ya que hoy en día solo negocian tarifas los clientes que están sobre

los 2MW

- Puede existir peligro de adoptar en Chile un sistema de bolsa en que se hacen ofertas de energía.

Según un estudio realizado por David Watts, Teoría de juegos aplicada al mercado eléctrico

chileno, podría ocurrir una suerte de carterización que llevase a una alza en los precios, por lo cual

se debe estudiar este punto con bastante cuidado.

- No necesariamente existe un esquema óptimo de cómo operar un sistema eléctrico. De igual

manera en que los países tienen distintos tipos de gobierno y diferente infraestructura para sus

servicios públicos, todos los mercados eléctricos desregulados están estructurados de manera

distinta y están constantemente mejorando su operación.

- La implementación de un sistema tipo ISO – Power Exchange requiere de un gigantesco manejo de

información. Posee la ventaja de ser un sistema mas transparente para el cliente final, siempre y

cuando la información sea bien manejada. Se requiere de gran coordinación de todas las partes lo

cual hace difícil su implementación inicial.

Es destacable que en el caso de California, el Power Exchange tiene las siguientes

características:

1) No es el único medio de comercialización.

2) Está separado del Operador del Sistema (ISO).

3) Se enfoca a la operación económica del mercado, más que a la operación del sistema.

4) Aunque existe obligación de servir por parte de los IOUs, el Px provee el mecanismo para

que otros SCs puedan equilibrar sus programas de generación según clientela en forma

económicamente efectiva.

La existencia de mercados de futuros permiten entregar señales claras de precios de energía,

ayudando así a promover la competencia. Además ayuda a reducir la volatilidad de los precios en

temporadas de alta demanda.

La existencia de una bolsa de energía permite a las empresas diferenciarse, generando beneficios

mayores para el consumidor (energía “verde”).

http://www.ing.puc.cl/power/paperspdf/watts.html

http://www.ing.puc.cl/power/paperspdf/watts.html


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Permite que los clientes puedan comprar a diferentes generadores, por lo que es bastante lógico

que se externalicen los costos que implican estas decisiones, a través del concepto de “costo de

congestión”, cuando saturan líneas, las cuales desacoplan áreas del sistema. Este costo se le cobra al

Px, el cual busca la mejor forma de traspasarlo a sus participantes.

El hecho de que hayan operadores públicos, permite al regulador tener mejor información, para

conocer el funcionamiento del sistema y del mercado y potenciales manejos por parte de operarios.

Esto se vc como una ventaja respecto del caso chileno.

En la siguiente tabla se resumen las diferencias más notorias en los mercados eléctricos de

California y Chile:

California SIC SING

Generación ConcentraciónPropiedad

Poca Mucha Mucha

Tipo Parque TérmicoHidráulico

NuclearAlternativo

TérmicoHidráulico

Térmico

Hay PropiedadEstatal?

Si No No

Transmisión Hay PropiedadEstatal?

Si No No

Distribución Gran Variabilidaden Demanda?

Si No No

Operación Despacho seguro ISO CDEC CDECParticipacion Regulador

GeneradoresONG

Consumidores

GeneradoresRegulador

GeneradoresRegulador

Comercialización Despacho eficiente Px CDEC CDECParticipacion Regulador Privados Privados

Mejoras alMercado

FuturosGreen Market

¿? ¿?

DiferenciaciónProductos?

Si No No


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Las diferencias fundamentales que impone California respecto de otros mercados son:

1) Separación y especialización de roles del control: ISO se encarga de la operación, Px del

mercado.

2) La estructura permite flexibilidad, a través de los intermediarios (SCs), uno de los cuales es el

Px, pero al cual no hay obligación de afiliarse.

3) La existencia del Px da seguridad y liquidez tanto para proveedores como para compradores,

así como regulación de condiciones de mercado eficientes, transparencia y solución de

conflictos.

4) Esto permite seguir desarrollando el mercado, incluso llegando a mercados derivados y

“Energía Verde”.

5) Desde el primer día de operación, se abrió a todos los clientes.

- Recomendar la aplicación en chile de un sistema en que este separada la operación física y

económica del sistema ya que así se obtiene una mejor competencia y operación del sistema


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PREGUNTAS FRECUENTES

Durante el análisis del caso de California se intentará estudiar en forma detallada la experiencia

de este estado y intentar responder preguntas tales como:

¿ Porque California decidió abrir el mercado de la electricidad en 1998?

Durante los últimos 20 años, varios países alrededor del mundo han abierto los mercados

eléctricos a la competencia en generación. Debido a los buenos resultados obtenidos en estos países,

California siguió esta tendencia mediante la

Según la California Public Utilities Commission (CPUC), entidad reguladora de las empresas

privadas en el sector eléctrico, el alto costo de la energía es la principal razón detrás de la

desregulación del sector eléctrico.

¿ Como opera este mercado en las horas de mayor demanda?

Durante las horas y épocas punta los precios de la electricidad son mayores, pero aun así se

amoldan a ciertos patrones conocidos. Las alzas de precios en estos casos se deben simplemente debido

a la acción de la oferta y la demanda. Para abaratar costos los consumidores deben reducir sus

consumos durante las horas de mayor demanda y de esa manera el mercado se equilibra llevando los

precios a la baja.

La ventaja de este sistema con respecto a la que operaba con anterioridad a 1998, es que ahora los

consumidores diferencian cuando la energía es mas cara, y toman medidas correctivas para reducir su

consumo durante el tiempo que la energía es más escasa. Con anterioridad a la desregulación, los

consumidores no sabían que la electricidad variaba en precio y su consumo así lo demostraba. En la

actualidad el mercado posee señales de precio más precisos, así como la posibilidad de controlar cual

será el monto final de su cuenta.

¿ Existen otros estados o países donde se tenga experiencia con este tipo de mercado?


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De igual manera en que los distintos paises tienen distintos tipos de gobierno y diferente

infraestructura para sus servicios públicos, todos los mercados eléctricos desregulados están

estructurados de manera distinta y están constantemente mejorando su operación.

Las distintas maneras que existen para desregular tienen una directa relación con si la estructura

existente anteriormente era enteramente estatal, si existía integración vertical, la operación era regulada

a nivel estadual o nacional, etc. Por ejemplo en Chile, Gran, Bretaña y Argentina la reestructuración

comenzó con la privatización de la compañías integradas verticalmente. En estos paises se estableció

un sistema pool (bolsa) de tipo obligatorio (UK) o opcional (Chile, Argentina). En cambio en otros

mercados la reestructuración comenzó con el levantamiento de las franquicias a los vendedores finales

de la energía, en estos casos no se instauró un sistema pool de manera generalizada, este es el caso de

Nueva Zelandia.

La estructura del mercado californiano es distinto a todos los otros mercados existentes hoy en

día. Esta compuesto por un pool (Power Exchange) que es opcional, un operador independiente del

sistema (ISO) y otras entidades secundarias. El Power Exchange atiente tanto a consumidores finales y

a los proveedores de estos de tal manera de garantizar una competencia en generación


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FUENTES DE INFORMACIÓN

La información para este trabajo se obtuvo mayormente de Internet, a través de los Sitios Web de

las siguientes instituciones:

• California Independent System Operator

• California Power Exchange

• California Public Utility Commission

• FERC

• San Diego Gas & Electric Co.

• Southern California Edison Co.

• Pacific Gas & Electric Co.

• http://www.energy.ca.gov/

Además se usaron documentos publicados en:

• http://www.ucei.berkeley.edu/ucei/pubs-pwp.html

• http://www.stanford.edu/group/EMF/Publish.html

• http://www.ing.puc.cl/power/

• Poblete, J., Salinas J., Desregulación en el Sector Eléctrico Norteamericano, Curso Mercados

Eléctricos PUC Chile, 1999

• Rudnick, H., Apuntes de clases, Curso Mercados Eléctricos, PUC Chile, 2000.

http://www.caiso.com/

http://www.calpx.com/

http://www.cpuc.ca.gov/divisions/energy/index.htm

http://www.ferc.fed.us/

http://www.sdge.com/

http://www.sce.com/

http://www.pge.com/

http://www.energy.ca.gov/

http://www.ucei.berkeley.edu/ucei/pubs-pwp.html

http://www.stanford.edu/group/EMF/Publish.html

http://www.ing.puc.cl/power/


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