lima febrero de 2015 propuesta de un mercado de potencia firme
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LimaFebrero de 2015
Propuesta de un Mercado de Potencia Firme
Objetivos y Diagnóstico
Propuesta
El Mercado de Potencia Firme
Contenido
Objetivos y Diagnóstico
Los Objetivos Generales
reforzar los mecanismos regulatorios para implementar efectivamente los planes de desarrollo energético y
garantizar en particular la provisión de electricidad oportuna y confiable, para lo cual se deberán elaborar propuestas de mejora a los procedimientos y los modelos de contrato que regulan las licitaciones para promover
nueva generación, así como los procedimientos de reconocimiento y pago de potencia firme
Definir la cantidad de potencia “confiable” (firme) del sistema necesaria para asegurar el “abastecimiento confiable” del sistema. O sea demanda máxima a abastecer + margen de reserva
Definir el aporte de cada generador a la confiabilidad (potencia y/o energía firme)
y: Establecer una obligación de la demanda de estar cubierta por
potencia firme, ya sea en contratos bilaterales y/o licitaciones centralizadas y/o mercados capacidad,
y Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador
como estímulo a las inversiones, la disponibilidad y en consecuencia posibilitando los objetivos de confiabilidad del sistema.
El enfoque de la Confiabilidad Regulada
Diagnostico de Problemática
Riesgos Económicos a la Inversión en Generación
• Riesgos a la inversión debido a no predictibilidad de precios.• Pago insuficiente para
garantizar desarrollo de proyectos y retrasos.
• Riesgos de corte de suministro a grandes usuarios
Multiplicidad de Mecanismos para nueva Generación
• Diversos contratos y obligaciones contraídas por el
Estado que no aseguran la entrega de capacidad por tener
diferentes regímenes de obligaciones y remuneración
• Por ejemplo: Reserva Fría, Nodo Energético, Hidroeléctricas,
otros
La forma de cálculo de la Potencia Firme no asegura la
confiabilidad
• Actualmente el cálculo de la potencia firme no garantiza la
entrega ante requerimientos del sistema.
• No se tiene confiabilidad en el sistema ante eventos de
emergencia.
Precios de potencia calculado Administrativamente
• La metodología de cálculo del precio de la potencia es
administrativa y no podría reflejar precios de mercado.
• Costo Marginal del mercado de corto plazo intervenido.
Situación Prevista
Los Mercados de Capacidad
Existe una extendida discusión sobre la aptitud de los mercados sólo de energía para atraer suficientes inversiones como para asegurar la confiabilidad del servicio.
Como prevención y a fin de asegurar la confiabilidad se han desarrollado los mecanismos de capacidad que tienen como objetivo incentivar la entrada de generación y la disponibilidad de las unidades existentes, y d esa forma obtener un sistema que permita cubrir la máxima demanda a largo plazo con un grado adecuado de confiabilidad:
Los mecanismos utilizados hasta ahora a nivel mundial son: Pagos administrativos a la capacidad (Perú, Chile, Argentina,
Guatemala, España..) Mercados de capacidad: Pools de USA, Rusia, panamá, en
desarrollo en varios países de a EU Mercados de opciones de capacidad: New England ISO,
Colombia
Los Mecanismos de Pago de Capacidad
Se determina la cantidad de capacidad (o de Potencia Firme) necesaria para asegurar la confiabilidad
Se identifican los consumidores que deben obtener esa capacidad
Se establecen los mecanismos con los cuales los consumidores “obligados” pueden cubrir los requerimientos de capacidad: Contratos bilaterales con generadores calificados Autogeneración Compras en un mercado de capacidad Demanda interrumpible
Se organizan subastas en las cuales los consumidores obligados compran la capacidad no cubierta a través de otros mecanismos
Los generadores seleccionados en la subasta deben asegurar su disponibilidad para operar a requerimientos del OS
Funcionamiento de los Mercados de Capacidad
El requerimiento de capacidad es fijado por PJM como OS con 4 años de antelación.
Éste se realiza en base zonal, para la demanda pico del sistema mas un margen de reserva (MR) instalada
El MR que considera con el objetivo de una probabilidad de pérdida de carga (LOLE) de 1 día cada 10 años.
La capacidad que cada recurso de generación puede ofrecer en el mercado de capacidad se denomina Unforced Capacity (UCAP), la cual es la capacidad disponible de dicha unidad multiplicada por un factor de disponibilidad
Las empresas suministradoras de electricidad (LSEs) están obligadas a cubrir sus requerimientos de capacidad iguales a su demanda máxima mas el margen de reserva y a tres años vista a través de: Generación propia Contratos bilaterales con generadores calificados En el mercado de capacidad
Ejemplo: PJM
El OS identifica los requerimientos de capacidad en representación de las LSEs, y presenta estos requerimientos en las subastas de capacidad. Es decir el OS centraliza los requerimientos de capacidad no atendidos por otros canales.
La oferta en las subastas de capacidad son efectuadas por: Generadores existentes o nuevos con UCAP no comprometida
en contratos Generación renovable, con UCAP calculada en base a su
producción media en los momentos picos del sistema Demanda interrumpible Proyectos de eficiencia energética que reduzcan la demanda Capacidad de transmisión entre zonas Generadores fuera del área de PJM que sean calificados
Ejemplo PJM
La primer subasta se realiza con 3 años de anticipación al período de provisión.
Existe una curva de demanda “flexible”, que al cortarse con la curva de oferta fija el precio.
La adjudicación es por un año para la generación existente, pero puede ser de hasta 5 años para la nueva, dado que esta permita una reducción de costos del sistema
Ejemplo PJM – La subasta
Curva de demandaFlexible
Curva de Oferta
1.x% veces el costo anual de una unidad de punta
Requerimiento de PF
1+y% del requerimiento de PF
Costo annual de una unidad de punta
USD
/MW
-año
Casos con y sin oferta suficiente
Casación del Mercado en PJM
Se prevén tres subastas residuales (de ajuste) para diferencias que surjan en el período de tres años en: proyecciones de demanda, cambios en la PF de unidades, atrasos en la construcción de nuevas centrales, etc.
El CONE se base en el costo anual de una turbina de combustión de referencia (capital + O&M), descontando los ingresos por provisión de servicios auxiliares y por venta de electricidad en el mercado.
PJM realiza un contrato con los recursos adjudicados que le da el derecho a utilizarlos cuando lo requiera la seguridad del sistema.
Un régimen de penalidades incentiva la disponibilidad, especialmente en los momentos críticos para el sistema
Los pagos a los generadores se socializan. La remuneración obtenida por el mercado de capacidad es
ajustada de acuerdo a indicadores de desempeño: (1) el recurso de generación ha cumplido con su obligación diaria de capacidad, (2) disponibilidad en período de punta .
Ejemplo PJM – Otras características
Propuesta
Definición del estándar de confiabilidad (LOLE/LOLP) por la autoridad responsable y asociarlo al cálculo del Margen de Reserva (MR).
Definición adecuada del concepto de Potencia Firme (PF): Contribución efectiva de cada unidad a la confiabilidad global del
sistema, Ligada tanto a la disponibilidad electromecánica de cada unidad
como a la disponibilidad del recurso primario usado para la generación
Evaluación centralizada de la necesidad de PF para asegurar el suministro con el estándar de disponibilidad fijado por la autoridad responsable.
Establecer una obligación: Toda la demanda debe estar cubierta con una cantidad de PF igual a su demanda simultánea con el período crítico del sistema (máximo requerimiento térmico) más el MR.
PC=DEM * (1 + MR). Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como
estímulo a las inversiones y a su disponibilidad, posibilitando los objetivos de confiabilidad del sistema.
Los Principios de la Estrategia
La demanda puede cubrir sus requerimientos de PF a través de:1. Contratos de largo plazo en licitaciones de suministros donde participen
generación existentes y nueva generación
2. Contratos bilaterales entre generadores y clientes (Clientes Libres y Regulados)
3. Autogeneración
4. Mercado de capacidad. Este mercado será obligatorio para la demanda (libre y regulada) no cubierta previamente con contratos anteriores
5. Procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren los objetivos de confiabilidad establecidos
Los generadores que vendieron en contratos bilaterales más PF que la que disponen, deben comprar la diferencia en el mercado de PF.
En la propuesta de cálculo de la PF, su valor en cada tipo de unidad está directamente relacionada con su energía firme garantizada, lo que asegura que se produzca suficiente confiabilidad para el sistema. Por lo que solo es necesario cubrir la necesidad de PF para asegurar la confiabilidad.
Cobertura de la Demanda con PF
Hoy
El mecanismo administrativo de transferencias de potencia es insuficiente/inadecuado. Falta de relación entre PF y confiabilidad
Reacción del Gobierno con múltiples modelos de licitación
Sustento legal del mercado de PF
Ley de Seguridad Energética
1.1, ii. …Principios de confiabilidad: …La mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva)
1.2 La confiabilidad de la cadena de suministro de la energía para el mercado nacional tiene prioridad y es asumida por toda la demanda que es atendida por el sistema nacional.
Propuesta
Toda la demanda (libre y regulada) debe contribuir con la confiabilidad del sistema, contratando, además de su consumo (suministro) un margen de reserva
Desregulación de la confiabilidad
LCE LDEG LASE
Regulación Regulación RegulaciónRegulación Subastas SubastasRegulación Reg/Subastas Reg/Subastas
Potencia Regulación Regulación SubastasEnergía Regulación Subastas Subastas
Regulación Regulación SubastasPotencia Libre Libre LibreEnergía Libre Libre Libre
Producto
Reserva
Suministro para Libre
DistribuciónTransmisión PrincipalTransmisión Secundaria
Suministro para Regulado
Mercado de potencia firme
El Mercado de Potencia Firme
Objetivo: asegurar que los márgenes de reserva que se calculen permitan alcanzar efectivamente el objetivo de confiabilidad.
Para las centrales térmicas asociado a su disponibilidad electro-mecánica Su energía firme es directamente proporcional a su potencia
firme, sujeto a la disponibilidad de contratos firmes de suministro de combustibles
Para las centrales con generación renovable e hidroeléctricas sin almacenamiento, la potencia que pueden asegurar con cierto nivel de probabilidad en los períodos críticos(*) para el sistema
Para la centrales hidroeléctricas con almacenamiento el cálculo de la potencia firme debe considerar que esta depende no sólo de la energía disponible en una central, sino de la energía disponible en todas y la forma de la curva de carga
Primer Paso: Revisión de las Métricas de la Potencia y Energía Firme
El Mercado de Potencia Firme
Demanda: suma demanda máxima de cada consumidor + margen reserva – PF
contratada - autogeneración
Price cap= 1.x *(anualidad de una unidad de punta en
condiciones de mercado + GO&M )
La oferta es la PF no comprometida en contratos, ofrecida por generadores y como último recurso la demanda interrumpible, y
contando como PF disponible la asociada a contratos de reserva fría
EjemploRequerimientos PF (demanda + reserva): 10376 MWPotencia firme en contratos (DisCo+Usuarios Libres): 9320 MWPotencia firme a licitar: 1056 MW
AgentePF Ofertada
PF acumulada Precio
MW MW USD/kW-
añoGEN-1 36 36 21.8GUI-2 112 148 23.2GEN-3 91 239 24.8GEN-4 71 310 27.4GEN-5 87 398 31.5GEN-6 28 426 32.2GEN-7 105 531 34.4GUI-8 117 648 34.4GEN-9 19 667 35.0GEN-10 85 752 39.2GEN-11 74 825 40.9GEN-12 3 829 41.2GEN-13 2 830 42.5GEN-14 35 866 42.9GUI-15 117 982 48.0GEN-16 80 1,062 52.1GEN-17 47 1,109 57.3GEN-18 90 1,199 59.9GEN-19 1 1,200 61.6GEN-20 77 1,277 63.7GEN-21 80 1,357 66.2GEN-22 104 1,461 70.2GEN-23 81 1,542 71.4GEN-24 15 1,557 73.2GEN-25 49 1,606 77.5
Agente DemandaDEM1 78DEM2 60DEM3 43DEM4 100DEM5 40DEM6 78DEM7 60DEM8 112DEM9 27DEM10 107DEM11 30DEM12 13DEM13 53DEM14 75DEM15 3DEM16 10DEM17 35DEM18 93DEM19 11DEM20 27
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16000.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
Precio (USD/kW-año) Precio Max. (CONE)
MW Ofertados
Pre
cio O
fert
ado U
SD
/kW
-año
Precio promedio: 35.1 USD/kW-año
Secuencia de SubastasPeríodo de
Provisión de la PF
Subastainicial
3 años
Subasta deAjuste 1
Subasta de Ajuste 2
Procedimientos de Último recurso
24 meses
12 meses
6 meses
Las subastas de ajustes permiten considerar
cambios en las condiciones iniciales: pronósticos de
demanda ajustados, retraso en nueva generación, etc.
Este período puede ser de 5 a 10 años para
nueva generación
Subasta de Ajuste 3
Secuencia de SubastasPeríodo de
Provisión de la PF
Subastainicial
3 años
Esta subasta tiene por objetivo asegurar que toda la demanda, en un horizonte de
tres años quede cubierta con PF, incluyendo un margen de reserva. La
demanda puede cubrirse previamente en licitaciones con contratos bilaterales
Secuencia de SubastasPeríodo de
Provisión de la PF
Subasta deAjuste 1
Subasta de Ajuste 2
24 meses
12 meses
Las subastas de ajustes permiten considerar cambios en las condiciones iniciales: pronósticos de demanda
ajustados, retraso en nueva generación, etc., o decisiones de la demanda de cubrirse con contratos
Subasta de Ajuste 3
6 meses
Ejemplo
AgenteDemanda
(MW(Cambio(M
W)DEM1 78 3DEM2 60 0DEM3 43 -1DEM4 100 8DEM5 40 -1DEM6 78 3DEM7 60 0DEM8 112 11DEM9 27 -1DEM10 107 10DEM11 30 -1DEM12 13 -3DEM13 53 0DEM14 75 2DEM15 3 0DEM16 10 -1DEM17 35 -6DEM18 93 6DEM19 11 -4DEM20 27 -1
Agente
PF Ofertada
PF acumulada Precio
MW MW USD/kW-
añoDEM3 1 1 35.1DEM5 1 2 35.1DEM9 1 3 35.1DEM11 1 4 35.1DEM12 1 5 35.1DEM16 1 6 37.0DEM17 6 12 39.0DEM19 4 16 45.0DEM20 1 17 49.0GEN-16 80 97 52.1GEN-17 47 144 57.3GEN-18 90 234 59.9GEN-19 1 235 61.6GEN-20 77 312 63.7GEN-21 80 392 66.2GEN-22 104 496 70.2GEN-23 81 577 71.4GEN-24 15 592 73.2GEN-25 49 640 77.5
0 100 200 300 400 500 600 7000
102030405060708090
Demanda contratada: 77 MW
Precio medio: 49.4 USD(kW-año
Secuencia de SubastasPeríodo de
Provisión de la PF
Procedimientos de Último recurso
Para el caso de demanda que no haya logrado su cobertura porque la potencia
firme ofertada en las subastas no haya sido suficiente para atender toda la demanda, el
COES considerará las ofertas de precios presentados por los Usuarios Libres que
brinden el Compromiso de Racionamiento Voluntario (CRV), auto-generadores u
generadores no agentes
Secuencia de SubastasPeríodo de
Provisión de la PF
Un año para generadores existentes
Hasta 5-10 años para participantes inversores
Tipo de subasta: sobre cerrado, pay as bid Mitigación de poder de mercado
Precio máximo puede variar en función de la concentración de la oferta
Demanda flexible Los contratos de capacidad serán suscritos por los Generadores
Adjudicatarios y los Clientes Iniciales, bajo las condiciones o formas que establezcan las Bases de las Subastas.
Alternativa: cuenta de balance y COES indica pagos y retiros Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de
suministro de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores. .
El Mercado de Potencia Firme
G1G2.....Gn
D1D2D3.....Dm
Es un Participante que prevé instalar nueva capacidad que estará disponible en el Período de Provisión.
Los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de hasta cinco/diez años.
Un Participante Inversor que resulta adjudicatario en una Subasta de Capacidad debe cumplir los siguientes procedimientos y actividades: Proveer las garantías que se establezcan Presentar anualmente y nueve meses antes del Período de
Provisión, informes con carácter de declaración jurada que describan el avance de las obras y los eventuales retrasos. OSINERGMIN podrá auditar estos informes, y verificar en sitio del progreso de las obras.
Si se concluye que la potencia firme adjudicada no estará disponible para el Período de Provisión, el Participante Inversor deberá comprar esa cantidad las Subastas de Ajuste previas al Período de Provisión.
En caso que no pudiera comprar la cantidad necesaria por falta de oferta en estas Subastas de Ajuste, podrá obtener la cantidad faltante en el mercado secundario, y de no obtenerla perderá la condición de Participante Inversor y deberá pagar una penalidad igual al Precio Adjudicado por la potencia firme no provista o se ejecutan las garantías
Participantes Inversores
Presentar las garantías que se establezcan Los generadores con PF vendida tienen obligación de producir en
el mercado de mercado de corto plazo cuando sea convocado por COES o declararse indisponibles
En caso de ser convocado y luego no poder producir, deben pagar una compensación proporcional a la energía no producida
Potencia firme se ajusta anualmente con la estadística de disponibilidad y el mantenimiento
En caso que aún no se pueda cubrir la demanda total de Potencia Firme, los Distribuidores y Usuarios Libres que no hayan logrado su cobertura con Potencia Firme serán eximidos de la obligación.
No obstante, en caso que en cierto momento del año la potencia total disponible sea insuficiente para satisfacer la demanda del SEIN, se racionará en primer término aquella demanda de Usuario Libre y/o Distribuidor, no respaldada con contratos de suministro y/o contratos de Potencia Firme, sin derecho a compensación económica alguna.
Contraprestaciones de los Proveedores de Potencia Firme
Igualdad de oportunidad para toda la generación (no más potencia excluida de recibir pagos y contratar)
Precio ajustable a las expectativas de la oferta Participación de la demanda interrumpible (inicialmente sólo en
las subastas de último recurso) Pagos directos entre compradores y vendedores (alternativa,
cuenta administrada por COES) Posibilidad de períodos de suministro diferenciados para
generación nueva y existente, que facilita el financiamiento de nuevas inversiones, mientras obtienen contratos de suministro.
Se eliminan las transferencias de potencia, que pasan a ser bilaterales.
Ventajas del mercado de Potencia Firme
Respetar los contratos existentes, y mantener para ellos el cálculo del precio base de la potencia
Dado que Reserva actual podría ser suficiente por lo menos hasta 2021, entonces:
Fase 1 -2015 : Mejorar perfomance de regímenes L. 28832 y RER Introducir redefinición de PF y de estándar de confiabilidad Mejorar mecanismos de control del equilibrio PF/contratos Retirar intervención de CMgCP (DU 049-2008) Ajustes reglamentarios para Fase 3.
Fase 2 -2016 : Aplicar mercado de PF aplicable solo a la Reserva requerida, para iniciar aprendizaje
de los agentes.
Fase 3 -2017 en adelante: Extender mercado de PF a demanda no contratada. Para ello, desde las fases
anteriores debe organizarse con cuidado:
a) La interface entre mercado PF y el actual mecanismo de pagos por potencia.
b) Prever cargos para compensar a titulares de contratos con cláusulas de equilibrio económico – financiero.
El precio regulado de potencia deberá seguir fijándose con las reglas actuales mientras sobrevivan contratos que se remitan a ese concepto, en particular los contratos de Ley28832 mantendrán el precio regulado de potencia sobre las cantidades que se adjudiquen a largo plazo
Transición
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