sistemas de precios en mercados eléctricos desregulados...1 pontificia universidad católica de...

1

Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería

Sistemas de Precios en MercadosEléctricos Desregulados

Hugh Rudnick

SEGENEL 2001, Seminario de Gestión EnergéticaUTFSM, 9-12 de Octubre 2001

Se analiza los distintos productos y servicios que setransan en mercados eléctricos desregulados y losesquemas de precios que se utilizan para ellos. Se

examina los esquemas de precios en ámbitoscompetitivos (mercados mayoristas de generación) como

regulados (mercados regulados a cliente final yactividades de transmisión y distribución). Se revisa los

sistemas de precios para los productos energía ycapacidad y para los servicios complementarios. Se

identifican los desafíos y problemas de fijación de preciosen mercados regulados, centrando la atención en el

mercado eléctrico chileno, con referencias a laexperiencia internacional.

2

-objetivos esquemas de precios

-precios en mercado competitivo-generación -precios spot

-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios

-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización

-teoría de juegos-distribución -empresa modelo

-price cap-peajes distribución

-generación -precios nudo

Indice

Objetivos esquemas de preciosEn mercados competitivos

-proveer señales de eficiencia económica (operación, inversión)-respuesta adecuada a cambios en el mercado

En mercados regulados-mismas anteriores-evitar pérdidas sociales de precios monopólicos-flexibilidad-estabilidad-simetría de riesgos y oportunidades para el regulado

Fijación de precios en mercados regulados-reflejen costo de proveer el servicio regulado-entreguen incentivos de reducción de costos-retorno adecuado al capital de inversión

3

• Objetivos de la política regulatoria• Fortalecer la competencia: aumento eficiencia,

reducción precios

• Estimular la innovación y la adaptabilidad

• Conflictos en fijación de precios• Intereses contrapuestos entre regulador y regulados

Dificultades fijación de precios

• Situación actual:– Ley que regula el sector eléctrico: DFL 1 de 1982– Reglamento del DFL1 de 1998

• Tipificación de clientes:– Regulados: precios de generación, transmisión y distribución

regulados– Libres: tarifas por acuerdo entre las partes– Cliente libre: potencia conectada > 2 [MW]

• Sector generación:– Sujeto a competencia– Tarificación marginalista según costos declarados– CDEC- organismo coordinador del despacho y cálculo

costos marginales

Regulación precios en Chile

4

• Régimen de precios a nivel generación:– Precio spot horario: transacciones entre generadores

(regulación genérica de precios)

– Precio de nudo: venta a distribuidoras (regulado)

– Precios libres: venta a clientes no regulados

• Sector Transmisión: (500 - 110 kV)– Monopolio regulado

– Generadores pagan 100% del sistema de transmisión

– Remuneración vía ingreso tarifario: IT (diferencia nodal deprecios de nudo)

– Complemento del IT: peaje básico y adicional

– Valorización: AVNR (Anualidad del Valor Nuevo deReemplazo) + COyM (operación y mantenimiento)


• Subtransmisión: (110 - 23 kV)– Sector sin clara definición

– Pago por costo medio: recargos por transformación

• Sector Distribución: (< 23 kV)– Monopolio geográfico

– Obligatoriedad de servicio

– Esquema regulatorio: yardstick competition con empresamodelo

– Costos: Valor Agregado de Distribución (VAD)

• Régimen de precios a nivel distribución:– Precio nudo + VAD (clientes regulados)

– Opciones tarifarias, AT y BT


5








Precio spot de la energía

• Costo marginal (de corto plazo) de la energía

– Costo de abastecer en forma eficiente una unidadadicional (1 kWh) de demanda del sistema.

– Puede corresponder al costo variable de la centraltérmica más ineficiente que se encuentra operandocon capacidad disponible ó al costo asociado a lageneración de un embalse (valor del agua).

6

Precio de la Energía

Horizonte de tiempo

Centrales de pasada

Central de embalse caro

Central Térmica

MW

CMG = CMg térmico

CMG = CMg embalse

Centrales de ciclo combinado (CC)

CMG = CMg CC

Central de embalse barato

Costos marginales (promedio mensuales)

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

110.00

Ab

r-8

6

Ago

-86

Dic

-86

Ab

r-8

7

Ago

-87

Dic

-87

Ab

r-8

8

Ago

-88

Dic

-88

Ab

r-8

9

Ago

-89

Dic

-89

Ab

r-9

0

Ago

-90

Dic

-90

Ab

r-9

1

Ago

-91

Dic

-91

Ab

r-9

2

Ago

-92

Dic

-92

Ab

r-9

3

Ago

-93

Dic

-93

Ab

r-9

4

Ago

-94

Dic

-94

Ab

r-9

5

Ago

-95

Dic

-95

Ab

r-9

6

Ago

-96

Dic

-96

mill

s/k

Wh

de

cad

a añ

o

CMg esperado (Nudo)

CMg real

7

Costo marginal para una barra k

{ρ γ γ∂∂

µ∂∂

λλ

k

sistema k k

diferencial

Ld

Zd

= + −∑

* *1 24444 34444

= demanda en la barra k

= multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balancede potencias

= vector de multiplicadores de Lagrange asociados a las restricciones de red

L = pérdidas de la red

Z = restricciones (límites térmicos, límites de voltajes y reactivos,estabilidad, seguridad, etc.. )

γ

µ

dk



-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia

-servicios complementarios





8

Costos auditados - costos variablesoperación SIC, Octubre 2001

Costos auditados - costos variablesoperación SIC, Octubre 2001

9

Ejercicio simulación ofertas preciosSIC

-simulación Nash-Cournot-todo se transa en mercado spot, sin contratos (caso extremo)-ofertas cantidad y precios horarios dentro de un día-agua disponible diaria (límite máximo utilización)-curvas demandas lineales elásticas-modelo SIC reducido-simulación programación dinámica hacia atrás - juego

-mercado competitivo-juego entre plantas/unidades, maximizan beneficio-juego entre firmas, maximizan beneficio

D e m a n d a

0

1 0 0 0

2 0 0 0

3 0 0 0

4 0 0 0

5 0 0 0

6 0 0 0

7 0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

P e r i o d o s

Ca

nti

da

d

D e m a n d a

Potencia

ins ta lada

Potencia

térmica +

cent ra les

p a s a d a

10

Generación hidro Total

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Periodos

Pre

cio

Competitivo

Juego xUnidades

Juego xFirmas

Precio resultante

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Periodos

Pre

cio

Competitivo

Juego xUnidades

Juego xFirmas

11

Ejercicio simulación ofertas preciosSING

-simulación Nash-Cournot-todo se transa en mercado spot, sin contratos (caso extremo)-ofertas discretas de precios-demandas inelásticas-modelo SING reducido-sin mínimos técnicos

sin restricción generación máxima

Precio de equi l ibr io del sistema

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200

( M W )

(US

$/M

Wh

)

P. Marg . C. Marg. s is tema

12


Generación por Firma

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 1 8 0 0

D e m a n d a ( M W )

Ge

ne

rac

ión

(M

W)

E D E L N O R E L E C T R O A N D I N A C E L T A N O P E L N O R G E N E R


Margen por Firma

0

500

1000

1500

2000

2500

400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800


Uti

lidad

(U

S$/

h)

EDELNOR ELECTROANDINA CELTA N O P E L NORGENER

13

con restricción generación máxima 180 MW

Precio equil ibrio sistema con restricción de generación de 180 MW

0

2

4

6

8

1 0

1 2

1 4

1 6

1 8

2 0

4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 1 8 0 0 2 0 0 0


Pre

cio

(U

S$

/MW

)

P . M a r g . C . M a r g . s i s t e m a


Generación por Firma

0

1 0 0

2 0 0

3 0 0

4 0 0

5 0 0

6 0 0

4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 0 9 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 2 0 0 1 3 0 0 1 4 0 0


Ge

ne

rac

ión

(M

W)

E D E L N O R E L E C T R O A N D I N A C E L T A N O P E L N O R G E N E R

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Margen por Firma

0

500

1000

1500

2000

2500

400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400

Demanda (MW)

Util

idad

(U

S$/

h)

EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER








15

Contratos

• Acuerdo a largo plazo entre personas físicas ojurídicas las cuales acuerdan las condiciones deventa de un bien o servicio.

• Generadores: buscan contratos de largo plazo(más de 10 años) que financien el costo dedesarrollo de nuevos proyectos.

• Consumidores: suministro de electricidad amediano plazo (4 a 5 años) que les permita optara nuevas oportunidades de mercado.

• Distribuidores: transferir obligación de servicioa terceros, buscan contratos de largo plazo

Lógica de contratación

Condicionantes para Contratar

• Riesgos Sector Eléctrico- Precio- Cantidad- Precio de combustible- Disponibilidad

• Beneficios Contratación - Ahorros en costos de transacción- Transferencia de riesgo- Provisión de incentivos

• Contratación distribuidoras - Precio regulado- 99 bis, falta contratos- Caso Saesa, divergencia CDEC, resolución SEC

16








Componentes del precio• Energía

– El costo marginal de la energía da cuenta de los costos devariables de operación en que se incurren en elabastecimiento de electricidad.

• Potencia– La potencia da cuenta de los costos de incrementar la

capacidad del sistema eléctrico en aquellas horas en que serequiere.

– Los incrementos de capacidad son requeridos en las horasde mayor demanda del sistema eléctrico, las que sedenominan horas de punta.

• SIC: entre las 18 y 23 horas de Lunes a Viernes en los mesesde Mayo a Septiembre.

• SING entre las 18 a 23 horas de todos los días del año.

Fuente: JC Olmedo

17

Potencia de punta• DFL N°1 de 1982 artículo 150 letra d)

– Potencia de punta: “Potencia máxima en la curva de cargaanual”.

– Corresponde a la máxima exigencia al sistema y éste debecontar con capacidad instalada suficiente para suministrarlaen esos momentos, aún cuando no se utilice en formapermanente.

Energía

Potencia(capacidad)

año

Demanda

Precio de la potencia de punta

• El precio al cual se valorizan los aportes de potenciafirme se define como el costo marginal de incrementarla capacidad del sistema para satisfacer la demandamáxima anual o de punta.

• Actualmente se considera igual al costo de inversión enuna turbina a gas, con rápida respuesta a fallasintempestivas.

18

Potencia firme y Potencia de punta• La potencia firme corresponde al aporte de cada central al

abastecimiento de la potencia de punta.

Artículo 259 DS 327.- Cada generador deberá estar encondiciones de satisfacer, en cada año, su demanda depotencia en horas de punta, considerando la potencia firmepropia y la adquirida a otras entidades generadoras queoperen en sincronismo con el sistema. Para cada generador,el CDEC verificará el cumplimiento de lo anterior, realizandoun balance de potencia firme.

• Se entrega remuneración a los generadores según su aporte ala capacidad del sistema en la condición en que esta capacidades requerida.

• La capacidad es requerida con el fin de satisfacer la demandamáxima anual del sistema.

• Si las centrales pudieran tener a todo evento disponible supotencia máxima, entonces la capacidad del sistemacorrespondería a la suma de sus potencias máximas.

• En la realidad las centrales fallan, hay restricciones detransmisión, hay variabilidad hidrológica, existen retardos en lapartida y toma de carga, variables que afectan el aporte depotencia máxima de las centrales.

• Entonces se trata de representar el efecto de dichas variablesen la capacidad del sistema de abastecer la demanda máxima.

Potencia firme y Potencia de punta

Fuente: JC Olmedo

19








l asociados a la generación, transmisión y distribuciónde energía eléctrica

l necesarios en cantidad y calidad para garantizar laseguridad y calidad del suministro

l generalmente remunerados a través de la generación(consumidor no los distingue)

l pueden separarse como servicios independientes

Servicios auxiliares/complementarios

20

Confiabilidad del sistemaConfiabilidad del sistema

SUFICIENCIA

SEGURIDADCALIDAD

•Suficientes instalaciones para abastecer demanda

•Seguridad de servicio para soportar contingencias

•Calidad técnica del producto y del suministro (voltaje, frecuencia, formaonda, continuidad)

Servicios típicos

• Control de tensión / potencia reactiva• Compensación de pérdidas• Seguimiento de carga y control de frecuencia

• Reserva primaria, secundaria y terciaria• Desprendimiento de carga• Interrumpibilidad

• Protección del sistema: arranque en frío• Reposición. Capacidad de partida autónoma

21

Esquemas de precios

• Agentes obligados a proveerlos

• Precios regulados según costos reconocidos (más frecuente)-despacho según costos

• Mercado libre de ofertas-operador determina requerimientos-ofertas de cantidades y precios-equilibrio de mercado y precio-consumidores pagan servicio

• Obligación de suministro entre generadores-operador determina requerimientos-ofertas de cantidades y precios-mercado de suma cero entre generadores

Caso Inglés

• Operador obligado a comprar servicios más económicos• Pagados via uplift en tarifa final

Control de Frecuencia (respuesta de MW)

Control de Voltaje (energía reactiva MVArh)

Reserva (MW disponibles con poco aviso)

Capacidad de Partida Autónoma (generación requerida para energizar unaplanta sin apoyo externo)

Servicios complementarios divididos en

Obligatorios (CF y CV, todos los generadores despachados centralmente)

-pagados según costos variables

Necesarios (CPA, R, algunos generadores)

-pagados según costos fijos y variables

Comerciales (cualquier proveedor, servicios adicionales)

22








l Pago por usuarios (generadores, distribuidores, grandes clientes)

l Esquema tarifario en dos partes (ingreso tarifario y peajes)

l Peaje estampillado ó por uso de red

l Medición uso

-factores distribución (Rudnick et al, 1993)

-método Bialek (1996)

-método Kirschen (1997)

Acceso abierto a la transmisión

23

Esta metodología busca la obtención de factores que den una medida deutilización de la red basándose en su configuración

•Factores de Distribución de Cambios en la Inyección de Potencia(factores A o GSDF o shift factors)

– Estos factores relacionan un cambio de flujo de potencia en una línearespecto de la inyección neta de potencia en un nudo.

Factores de Distribución

ref.) (excluye b barra en potencia de inyección de CambioPki linea en potencia de flujo de Cambio

b ==∆∆−−==∆∆ −− kiF

i ki−k∆F

∆FA b∆P

i−k,b= i−k

~ b

b∆PG

L

i k

b

~

~

~

ikX

Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:

donde X i-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversade la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columna correspondiente ala barra de referencia) y Xi,k corresponde a la reactancia del tramo ik, donde iy k corresponden a los nodos terminales del tramo ik

Estos factores son independientes de las condiciones de operación del sistema(distribución de generación y carga) pero dependen de la configuración de lared y de la barra de referencia elegida. Para determinar el impacto en unarama de una inyección se debe conocer el sentido del flujo por la rama.

0==∆∆++∆∆∑∑≠≠

R

Rb

b PPbbkiki PAF ∆∆∗∗==∆∆ −−−− ,

ki

bkbibki x

xxA

,,

−−−−−−

−−==

24

i ki−kF

~g

gG

i−k,gD = i−kFgG

i k

g

~

~

~

•Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF)Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potenciainyectada en una barra generadora g del sistema.

Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totalesde generación-flujo, y no incrementales.


F D Gi k i k g g− −= ∗∑ ,

las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación:

Los GGDF son independientes de la barra de referencia, dependen de laconfiguración de la red y de la condición de operación.

D A Di k g i k g i k R− − −= +, , ,

∑∑∑∑

≠≠

−−−−

−−

∗∗−−

==

g

g

Rp

ppkiki

Rki

G

GAF

D

,

,

Di k,g factorFi k

flujo de potencia en linea i kGg Generación en la barra g

− =

− = −=

25

i−k ,bFP = i−k,bD' bGi−k,gD' gG

g∑

i−k,gD' i−k ,gD Si el factor es de signoopuesto

Si el factor es del mismo signo que el flujo

0

~i k

g

~

~

Prorrata a partir defactores GGDF:

~j

jL i ki−kF

i−k, jC = i−kFjL

~i k

~

~

j

•Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF)Estos factores relacionan un de flujo de potencia en una línea i-k con lacarga en una barra j del sistema.

26


F C Li k i k j jj

− −= ∗∑ ,

las que se relacionan con los factores GSDF como se indicaa continuación:

C factorF flujo de potencia en linea i kL Consumo en la barra j

i k,j

i k

j

−

−

== −=

C C Ai k j i k R i k j− − −= −, , ,

CF A L

Li k R

i k i k j jp R

jj

−

− −≠=

+ ∗∑∑,

,

Método Método BialekBialek

•Método para trazar flujos de electricidad en sistemas eléctricos

•Potencia activa y reactiva

•Cuantifica contribución de un generador (o carga) al flujo por una

línea

•Prorrateo de pérdidas

27

Supuestos del método•Principio de proporcionalidad :

Pi = 40 + 60 = 100 MW (40% ⇒ j-i , 60% ⇒ k-i)

=×+×=−

=+=−MW70700.6700.4

miP

MW704228miP

=×+×=−

=+=−MW30300.6300.4

liP

MW301812liP

•Método para trazar flujos de electricidad en sistemas eléctricos

•Potencia activa y reactiva

•Cuantifica contribución de un generador al flujo por una línea

•Se basa en la solución de un flujo de potencia

•Utiliza principio de proporcionalidad para calcular la contribución

de cada generador a las cargas, pérdidas y flujos del sistema

•No responde a cambios incrementales

Método Kirschen

28

Conceptos y algoritmo

••Dominio de un generador :Dominio de un generador :Conjunto de barras alcanzadas por la potencia de un generador,siguiendo el sentido del flujo de potencia .

Dominios :Dominios :–GA : Todas las barras

–GB : 3 , 4 ,5 y 6

–GC : 6

•Commons (o áreas comunes) :–Conjunto de barras aledañas alimentadas por los mismos generadores,las cuales deben estar conectadas entre ellas para pertenecer al mismocommon.–Se define como “rank” de un common al número de generadores quealimentan las barras incluidas en ese common.

Commons Commons y y rankrank : :–(Common 1, rank 1) : 1 y 2

–(Common 2, rank 2) : 3, 4 y 5

–(Common 3, rank 3) : 6

29

•Principio del métodoEl método se basa en el principio de proporcionalidad :“Para un common dado, si la proporción de flujo interno asociadoal generador i es xi, entonces la proporción de flujo externo y cargaasociado al generador i es también xi.”

Sistema de 8 barras (SIC reducido)

30

Aportes del generador G1

0

20

40

60

80

100

120

1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7

Líneas

Con

trib

ució

n [%

]

Bialek Kirschen GGDF


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7

Líneas

Con

trib

ució

n [%

]


31


0

10

20

30

40

50

60

70

1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7

Líneas

Con

trib

ució

n [%

]



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7

Líneas

Con

trib

ució

n [%

]


32















33

Precios en distribución

• Esquemas contables (cost plus; tasa de retorno)– precios siguen costos medios (no incentiva reducción de costos)

Competencia simulada donde no existe

• Incentivos o competencia por comparación (yard stick competition)– comparación de empresas con empresa modelo de referencia

• Incentivos por nivel de eficiencia (price cap; tarifas decrecientes)– comparación relativa de empresas y determinación reducciones de

costos

Posibilidad reducir asimetrías de información

Precios en distribución

• Empresa modelo (caso Chile):– Eficiente en gestión de inversiones y operación

– Empresas reales perciben utilidades de acuerdo a superformance respecto a la empresa modelo

– Empresa modelo establecida a través de estudios deempresas reales operando en Chile

– Calidad de servicio acorde a normativa vigente

• Áreas de distribución típicas:– Separan diferentes características de densidad de consumo

y tipo de red

34

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0 50 100 150 200

Potencia Máxima (MW)

Co

sto

To

tal

(MU

S$/

Mes

)

Costo total mensual área 2 (semi urbana, Chile, 1988) Valores promedios 10,2 US$/kW/mes

Relación entre los costos unitarios AT y el producto

kmAT*(kWAT+kWBT)

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

0 5 10 15 20 25

ln(kW*km)

ln(C

osto

AT

por k

W*k

m)

(m$/

kW/k

m)

35

Relación entre los costos unitarios BT y el producto kmBT*kWBT)

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

0 5 10 15 20 25

ln(kW*km)

ln(C

osto

BT

por

kW*k

m)

(m$/

kW/k

m)

Valor Agregado de Distribución (VAD)

• Componentes de costo del VAD:– Costos fijos de administración, facturación y atención del

cliente

– Pérdidas medias de energía y potencia

– Costos estándares de inversión, operación y mantenimientopor unidad de potencia suministrada

• VNR: (valor nuevo de reemplazo):– Anualidad a 30 años

– Tasa descuento: 10%

– Costo actual de renovar instalaciones

– Método híbrido entre costo dereemplazo y sustitución

• Esquema de costos medios:– Costos totales, divididos por la

potencia de punta

– Costo medio iguala al marginal deno existir condiciones extremas dedensidad de consumos

36

VAD AT [$/kW/año]

Resultados estudio VAD 2000

0.0

10 .0

20 .0

30 .0

40 .0

50 .0

60 .0

70 .0

80 .0

90 .0

1 0 0 . 0

1 2 3 4 5

C N E

E M P R E S A

Area Típica

VAD BT [$/kW/año]

Resultados estudio VAD 2000

0.0

20 .0

40 .0

60 .0

80 .0

1 0 0 . 0

1 2 0 . 0

1 4 0 . 0

1 6 0 . 0

1 8 0 . 0

1 2 3 4 5

C N E

E M P R E S A

Area Típica

37








Regulación via Price Cap

ajuste tarifario via RPI + K

Componentes de K son:• P0: Reducción inicial de precios representando el

desempeño pasado de la firma, realizada sólo alcomienzo de cada periodo regulatorio.

• X: Representa futuras mejoras de eficiencia.• Q: Representa las inversiones tendientes a aumentar

los estándares de calidad.• V: Representa mejoras a la seguridad de servicio.• S: Representa mejoras en los niveles de servicio.

38

• Potencial de la industria como promedio para realizar mejorasde eficiencia, producto de las ineficiencias acumuladas por noestar sujeta a competencia directa. Evaluación de otrossectores de la economía sujetos a competencia directa.

• Potenciales específicos de cada empresa para realizar mejorasde eficiencia, producto de la ineficiencia relativa con respecto alresto de la industria. Modelos econométricos.

Regulación via Price Cap - operación

• Revisión de los programas de inversión, para verificar que lasinversiones coinciden con las exigidas por la autoridad.

• Ejercicio del costo base (costo unitario típico de cada proyecto),en el cual se comparan los costos de las diferentes empresas.

• El regulador comunica a las empresas que poseenestimaciones sobredimensionadas, y estas devuelven nuevasestimaciones (loop retroalimentado).

• Estimaciones exógenas por parte de consultores externos.

Regulación via Price Cap - inversión

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Asignación por prorrata de costos (estampillado)

• Es arbitrara, no entrega señal de uso físico

• Privilegia simplicidad y recuperación total de costos

Costos fijos a prorrata de alguna medida de utilización física dela red

Peajes distribución

Asignación por VAD

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Asignación por prorrata de utilidades (regla OFTEL)

• Costos fijos a prorrata de las utilidades de cada segmento

• Ventajas:– Prorratea costos fijos según uso físico de la red

– Utilidades reflejan costo de oportunidad del acceso

– Si la cartera del monopolista se encuentra balanceada (sumade utilidades iguala costos), la regla OFTEL es eficiente

• Desventajas:– Incentivo perverso a subir la tarifa de acceso traspasando

utilidades entre segmentos de negocio del monopolista

Peajes distribución

Peajes según VAD• Esquema

– Peaje de distribución en base a los costos de distribuciónpara clientes regulados

– Descomposición de partidas del VAD asignables al peaje• Ventajas:

– Coherencia regulatoria con el marco legal– Simetría de costos considerados para clientes regulados– Coherencia teórica: modelo de peajes por prorrata de costos– Peajes con señal de eficiencia: empresa modelo

• Desventajas– Esquema de áreas típicas: homologación de costos y

densidad de consumo de empresas diferentes– No se establece diferencia de costo de oportunidad de

abastecer distinto tipo de clientes

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EmpresaDistribuidora

EmpresaComercializadora

Componentes delValor Agregado deDistribución

Costos deinversióninstalacionesde distribución

Costos deinversióninstalacionesmuebles einmuebles

Costos deoperación ymantenimiento

Costosintangiblesy capital detrabajo

Costosfijos deatención alcliente

Pérdidasmedias dedistribución

Pérdidas técnicas

Peajes según VAD

AT(>400 kV)

BT(400 kV)

Peajes según VAD y OFTEL

0

2 0 . 0 0 0

4 0 . 0 0 0

6 0 . 0 0 0

8 0 . 0 0 0

1 0 0 . 0 0 0

1 2 0 . 0 0 0

($/k

W-a

ño

)

Á r e a 1 Á r e a 2 Á r e a 3 Á r e a 4 Á r e a 5

Costo marginal AT Costo f i jo unitario AT Pea je OFTEL AT VAD AT

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

($/k

W-a

ño

)

Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5

Costo marginal BT Costo fijo unitario BT Peaje OFTEL BT VAD BT

42








Precios de nudo (costos marginales esperados)

Nivel de tensión: 500, 220 o 154 kV

Precio : Precio de Nudo de Energía y Potencia

Período de vigencia: 1 Semestre

Fijaciones: Abril y Octubre de cada año

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•Representa el promedio ponderado de los costos marginales esperados degeneración en un horizonte de 10 años, dado un plan de obras de expansióny una serie de hidrologías.

•Variable optimizada: Cota del Lago Laja (regulación interanual)

•Modelo GOL: Programación Dinámica Estocástica.

•Valor del “agua” hoy representa el costo actualizado del sistema suponiendodecisiones de mínimo costo

•Es ”semi- regulado” ya que es ajustado a una banda de +/- 10% delpromedio de los precios libres.

•Es más estable•- Sube: Condiciones secas, postergación de inversiones•- Baja: Condiciones húmedas, sobreoferta


Fecha de entradaMes Año Obra Potencia

Octubre 2002 Aumento capacidad (Interruptores) Charrúa-Temuco 220 kV 60 MVAJulio 2003 Central a Gas Natural TalTal Ciclo Combinado

Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kV360 MW210 MVA

Noviembre 2003 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kVAmpliación Charrúa-Ancoa 220 kV

200 MVA400 MVA

Abril 2004 Central a gas ciclo combinado 1Refuerzo Arranque Chillán 154 kV

372,6 MW115 MVA

Enero 2005Línea de Interconexión SIC-SINGSegundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kVLínea Carrera Pinto-Cardones 220 kV

250 MW210 MVA210 MVA

Enero 2006 Central a gas ciclo combinado 2 372,6 MWAbril 2006 Nueva Línea Charrúa -Temuco 220 kV 1 x 270 MVAEnero 2007 Línea de Interconexión SIC-SADI

Refuerzo Charrúa-Concepción 154 kV a 220 kV400 MW260 MVA

Julio 2007 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MWEnero 2008 Central a gas ciclo combinado 3 372,6 MWEnero 2009 Central a gas ciclo combinado 4 372,6 MWAbril 2009 Central a gas ciclo combinado 5 372,6 MWEnero 2010 Central a gas ciclo combinado 6 372,6 MWEnero 2011 Central a gas ciclo combinado 7 372,6 MW

Programa de obras octubre 2001

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Fecha Obra PotenciaAbr de 2002 Unidad 9b de Nehuenco 100 MWJul de 2002 Central de Pasada Chacabuquito 25 MWDic de 2002 Ampliación línea Quillota – Polpaico 820 MVAEne de 2004 Nueva línea Ancoa - Itahue 2x220 kV

Banco transformadores S/E Itahue (220/154 kV)2x400 MVA300 MVA

Ene de 2004 Central Ralco 570 MW

Programa de obras octubre 2001

•Cuestionamiento de precios de nudos y procedimientos de cálculo de laCNE – necesidad de “sincerar precios”

-Liberalización de precios de nudo

•Cuestionamiento de rigidez de precios de nudos

-Considerar elasticidad de la demanda y precios flexibles


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Fuentes de información:

Página Web :

www.ing.puc.cl/power/

www.ing.puc.cl/power/publications/lectures.htm

Dirección electrónica :

[email protected]

Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería

sistemas de precios en mercados eléctricos desregulados...1 pontificia universidad católica de...

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