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SOFTWARE DE EVALUACIÓN DE COMPRAS DE ENERGÍA Y POTENCIA

INFORME PRELIMINAR

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Contenido

1. Introducción ...................................................................................................... 5

2. Información entregada ....................................................................................... 6

2.1. Ley 6 de 1997 ......................................................................................................... 6

2.2. Ley 57 de 2009 ....................................................................................................... 6

2.3. Ley 43 de 2012 ....................................................................................................... 7

2.4. Procedimiento para la gestión de compra de Energía y/o Potencia de 2013 ....... 8

2.5. Reglas Comerciales de 2016 .................................................................................. 8

2.6. Reglas de Compra de 2017 .................................................................................... 8

3. Análisis crítico del esquema de licitación actual ................................................ 14

3.1. Algoritmo de evaluación económica actual ........................................................ 14

3.2. Licitaciones abiertas versus segmentadas ........................................................... 15

3.3. Tipos de contratos actuales y propuesta preliminar de cambios........................ 17

3.3.1. Contratos tipo “Solo Potencia” ..................................................................... 17

3.3.2. Contratos tipo “Potencia con Energía Asociada” .......................................... 17

3.3.3. Contratos tipo “Solo Energía” ....................................................................... 31

4. Experiencia Internacional ................................................................................. 33

4.1. Chile ..................................................................................................................... 33

4.1.1. Mercado de Contratos .................................................................................. 33

4.1.2. Resumen ........................................................................................................ 37

4.2. Brasil .................................................................................................................... 38


4.3. Guatemala ........................................................................................................... 41


4.4. Conclusiones de la Experiencia Internacional ..................................................... 44

5. Propuesta del nuevo esquema de licitación ...................................................... 45

5.1. Modelo de evaluación propuesto – versión preliminar ...................................... 46

5.1.1. Función Objetivo ........................................................................................... 46

5.1.2. Restricciones sobre las variables de potencia ............................................... 47

5.1.3. Restricciones sobre las variables de energía ................................................. 50

5.2. Ejemplo del funcionamiento del algoritmo de evaluación propuesto ................ 53

5.3. Análisis de los Informes de licitación pasados..................................................... 58

5.3.1. Conclusión ..................................................................................................... 62

5.3.2. Aplicación de los nuevos tipos de contratos ................................................. 62

6. Propuesta de cambios a las Reglas Comerciales de Panamá .............................. 65

6.1. Punto 4.4 Contratos de Suministro ..................................................................... 65

7. Propuesta de cambios a las Reglas de Compra de Panamá ................................ 66

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7.1. Propuesta de cambios al Tomo I – Reglas Generales .......................................... 66

7.1.1. Punto 11 Cláusulas prohibidas ...................................................................... 66

7.1.2. Punto 27 Evaluación de las Ofertas .............................................................. 66

7.1.3. Punto 28 Precio evaluado de una oferta ....................................................... 67

7.1.4. Punto 29 Precio evaluado de una combinación de ofertas ........................... 68

7.1.5. Punto 31. Evaluación de ofertas parciales .................................................... 69

7.1.6. Punto 33. Combinación de ofertas que excedan lo solicitado ...................... 69

7.2. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección I - IAP ................................... 70

7.2.1. Punto 37. Preferencia de algún tipo o tecnología de generación eléctrica .. 70

7.2.2. Punto 42. Potencia y/o energía Solicitada, Puntos de Retiro, Puntos de Entrega y plazo de entrega ........................................................................................ 70

7.2.3. Punto 43. Cálculo de la Energía Asociada Requerida .................................... 71

7.2.4. Punto 44. Obligación de las Partes ............................................................... 73

7.2.5. Punto 45. Evaluación de la Propuesta Económica ........................................ 74

7.2.6. Punto 52. Derecho de EL GESTOR a variar las cantidades en el momento de la adjudicación ........................................................................................................... 77

7.3. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección II – DDL ................................ 77

7.3.1. Punto IAP 42.1 ............................................................................................... 77

7.3.2. Punto IAP 43.1 ............................................................................................... 78

7.3.3. Punto IAP 43.2 ............................................................................................... 78

7.3.4. IAP 45.1 (iv) ................................................................................................... 78

7.4. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección III – CGC ............................... 78

7.4.1. Punto 1 Definiciones...................................................................................... 78

7.5. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección IV – CEC ............................... 79

7.5.1. CGC 9.1(a) ..................................................................................................... 79

8. Anexo I – Manual de uso de la herramienta WEB .............................................. 80

8.1. Ingreso ................................................................................................................. 80

8.2. Opciones de Menú ............................................................................................... 80

8.3. Administración de Usuarios ................................................................................. 81

8.3.1. Perfiles ........................................................................................................... 81

8.3.2. Grupo Económico .......................................................................................... 83

8.3.3. Usuarios ........................................................................................................ 85

8.4. Administración de Escenarios .............................................................................. 87

8.4.1. Escenarios ..................................................................................................... 87

8.4.2. Configuración Avanzada ............................................................................. 102

8.4.3. Plugins ......................................................................................................... 104

8.4.4. Tablas de la Licitación ................................................................................. 105

8.5. Modelo matemático .......................................................................................... 107

9. Anexo II – Generación del Template del modelo – Optime Tool ...................... 109

9.1. Introducción ....................................................................................................... 109

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9.2. Generación template Oferente y Licitación ...................................................... 109

9.3. Archivos de la Aplicación ................................................................................... 111

9.3.1. Tablas de Licitación de cada Oferente: “Oferente – 001” ........................... 111

9.3.2. Datos Licitación ........................................................................................... 112

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1. Introducción

El objetivo del primer informe de avance fue reconocer los aspectos perfectibles del esquema de licitación actual y dar una versión preliminar de los cambios que podrían implementarse sobre el mismo. Luego de la retroalimentación por parte de ETESA y ASEP, se elaboró una versión revisada de los cambios a implementar sobre el esquema de licitación actual, los cuales se presentaron en el segundo informe de avance. Una vez determinados los cambios, se elaboró un sistema de licitación nuevo que se presenta en el presente informe preliminar.

Este informe consta de las siguientes partes:

Información entregada: compendio de leyes y reglamentos que regulan las compras de energía y potencia en licitaciones. Se transcribieron los puntos más relevantes de las leyes y los objetivos de los reglamentos entregados.

Análisis crítico del esquema de licitación actual: descripción del algoritmo de evaluación económica y tipos de contratos actuales. Análisis crítico de los mismos que se describe a continuación.

Experiencia Internacional: descripción de las reglas de compra de energía y potencia en contratos en Chile, Brasil y Guatemala, con el objetivo de replicar las buenas técnicas internacionales, considerando la realidad panameña.

Propuesta del nuevo esquema de licitación: se plantea el nuevo algoritmo de evaluación económica y los nuevos tipos de contrato, así como también sus características. Se describe aquí, el modelo de optimización propuesto: función objetivo y restricciones. Se muestran los resultados de aplicar el modelo propuesto utilizando datos de una licitación pasada (LPI 03 15 – renglón 3).

Propuesta de cambios sobre las reglas comerciales y de compra: A partir del análisis crítico del esquema de licitación actual y complementada por el estudio de la experiencia internacional, se plantea en estos puntos una propuesta de cambios sobre las reglas comerciales y de compra de energía y potencia de Panamá.

Manual de uso de la herramienta WEB: contiene el instructivo para que los usuarios puedan utilizar el sistema de licitación. En el mismo se describe la generación de perfiles, usuarios y escenarios, así como también la administración de estos últimos. Este manual, será utilizado por todos los agentes del mercado, involucrados en las subastas de energía y/o potencia.

o Tablas de entrada al modelo propuestas: se describen en este punto las tablas de entrada al modelo. Las mismas tienen toda la información que el modelo necesita para realizar la optimización de la compra de energía y potencia.

o Manual de uso del Optime Tool: contiene un instructivo para que los usuarios puedan utilizar una herramienta diseñada solamente con el fin de facilitar la creación del archivo Excel que debe ser cargado a la herramienta WEB.

Previo al desarrollo del sistema que permita seleccionar las ofertas que minimicen el futuro costo total de abastecimiento, se debió analizar detalladamente el esquema de licitación y contratación actual, identificando todos aquellos puntos que requieran mejoras.

El primer informe de avance relevó las debilidades del sistema actual, que conllevaron a la falta de credibilidad sobre la equidad y razonabilidad de los resultados de las anteriores licitaciones. Para ello se recopilaron todos los inconvenientes que hubo en el pasado utilizando el sistema actual, y se analizaron los recursos de reconsideración presentados, con la finalidad de que el nuevo sistema sea capaz de evitar dichos inconvenientes. Se analizó el algoritmo de evaluación económica actual, identificando sus falencias con el propósito de desarrollar un nuevo algoritmo que las supere.

Asimismo, en el primer informe se describieron las ventajas y desventajas entre licitaciones abiertas y licitaciones segmentadas. Se analizaron las condiciones necesarias para que puedan existir licitaciones competitivas, mitigando el potencial ejercicio de poder de mercado. Finalmente se plantearon algunas alternativas para mitigar el riesgo tanto para las licitaciones abiertas como para las segmentadas.

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Se evaluaron también, las condiciones que presenta cada uno de los tipos actuales de contrato que permitieron proponer mejoras. Como parte de las mejoras propuestas, se encuentra la inclusión de contratos tipo: “Opción de Compra de Energía” y “Diferencia de Curva de Carga” (o take or pay), los cuales han funcionado muy bien en otros países. Para ello se revisaron las reglas de compra y las reglas comerciales vigentes. En base al análisis planteado en el segundo informe de avance, se propusieron mejoras sobre las mismas, que fueron consensuadas con ETESA, SE, ASEP y las Distribuidoras.

A partir del esquema de licitación actual y los cambios propuestos al mismo, se elaboró el nuevo esquema de licitación. El nuevo esquema de licitación, se basa en una herramienta WEB cuyo manual de uso se encuentra en el presente informe.

2. Información entregada

La compra de energía y/o potencia en licitaciones, se encuadra en las siguientes leyes:

Ley 6 de 1997;

Ley 57 de 2009;

Ley 43 de 2012;

Los reglamentos que regulan la compra de energía y/o potencia son los siguientes:

Procedimiento para la gestión de compra de Energía y/o Potencia de 2013;

Reglas Comerciales de 2016;

Reglas de Compra de 2017;

Se consideraron también, los siguientes informes de evaluación de licitaciones previas, con el fin de recopilar inconvenientes producto de las reglas actuales:

Licitación ETESA 03-14



En los siguientes puntos, se transcribieron los artículos más relevantes de las leyes y el objetivo que tiene cada uno de los reglamentos. Dentro del punto “Análisis crítico del esquema de licitación actual”, se realiza también un análisis de los informes de licitaciones pasadas.

2.1. Ley 6 de 1997

Artículo 81. Compras de energía en bloque por empresas distribuidoras. La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. preparará el pliego de cargos y efectuará la convocatoria de los actos de concurrencia para la compra de potencia y/o energía, así como la evaluación y adjudicación de los contratos de suministro correspondientes, de acuerdo con los parámetros, criterios y procedimientos establecidos por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, y asignará dichos contratos de suministro a las empresas distribuidoras, para su firma y ejecución, mediante resolución debidamente motivada.

2.2. Ley 57 de 2009

Artículo 2. Modificación al artículo 67 de la ley 6 de 1997. Obligaciones de los generadores. Los generadores están obligados a:

Numeral 1: Someterse a las reglas sobre la operación integrada, conforme a lo dispuesto en el reglamento de Operación y en los acuerdos adoptados para su operación, en caso de incorporarse al sistema interconectado nacional. Se excluyen de esta obligación las empresas autorizadas para operar en sistemas aislados.

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Numeral 7: Ofertar su potencia firme y energía disponible en los actos de concurrencia para el suministro de potencia y/o energía, lo cual autoriza su participación en el mercado ocasional.

Artículo 3. Modificación al artículo 68 de la ley 6 de 1997. Derechos. Las empresas de generación tendrán derecho a toda exoneración, ventaja o beneficio que otras leyes especiales concedan a otros generadores de energía eléctrica. En consecuencia, podrán introducirse, libres de impuestos, tasas y cualquier otro gravamen, los combustibles necesarios para la generación de energía eléctrica. Las empresas de generación que participan en el sistema interconectado nacional gozarán, además, de los siguientes derechos:

Numeral 1: Acceso a las redes de transmisión y de distribución para la venta de la energía producida en sus plantas de generación, de acuerdo con las disposiciones técnicas que para el efecto dicte la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos.

Numeral 2: Suscribir contratos de suministro de energía con otros agentes del mercado. Las empresas de generación que operen plantas en los sistemas aislados también tendrán el derecho de producir energía en sus plantas, transmitirla, distribuirla y comercializarla, de acuerdo con las disposiciones aplicables de esta ley.

Artículo 4. Modificación al artículo 92 de la ley 6 de 1997. Compras de energía en bloque por empresas distribuidoras. La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. preparará el pliego de cargos y efectuará la convocatoria de los actos de concurrencia para compra de potencia y/o energía, así como la evaluación y adjudicación de los contratos de suministro correspondientes, de acuerdo con los parámetros, criterios y procedimientos establecidos por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos, y asignará dichos contratos de suministro a las empresas distribuidoras, para su firma y ejecución, mediante resolución debidamente motivada.

Los contratos de suministro de energía y/o potencia que adjudique la Empresa de Transmisión no requieren del refrendo de la Contraloría General de la República para su perfeccionamiento.

Articulo 5. Modificación al artículo 112 de la ley 6 de 1997. Costo reconocido por compra en bloque. Las compras de electricidad por parte de las empresas distribuidoras deberán garantizar, mediante contratos de suministro, el servicio a los clientes atendidos directamente por ellas, por el término y las condiciones que establezca su contrato de concesión o, en su defecto, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos.

Las compras de energía a la empresa de Transmisión se remunerarán por medio de tarifas que reflejen los costos económicos de suministro y que cubran, en promedio, todos los costos de energía, potencia, servicios especiales y demás cargos en que incurra esta Empresa por concepto de las compras de energía a las empresas generadoras contratadas, según los procedimientos establecidos en el capitulo IV del Título II de esta ley.

En caso de que la empresa distribuidora contrate el suministro de energía en bloque con una empresa diferente a la Empresa de Transmisión, se le asignará a este contrato, para efectos tarifarios, un costo calculado con base en el precio promedio de las compras de energía a la Empresa de Transmisión, excepto en los casos en que la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos haya autorizado que se exceda el límite de 15% señalado en el artículo 94. En estos últimos casos, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos determinará el monto y el procedimiento para establecer que parte de las ventajas en el precio de compra se apliquen en beneficio de los clientes regulados.

El costo reconocido por estas compras de potencia y/o energía será el precio ponderado de los contratos vigentes celebrados por la distribuidora y las compras de la distribuidora en el mercado ocasional que hayan sido autorizadas por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos.

2.3. Ley 43 de 2012

Articulo 4. Se adiciona el artículo 81-A a la ley 6 de 1997. Pliego de cargos especiales. La Empresa de Transmisión Eléctrica S.A. podrá realizar actos de compra de potencia y/o energía con pliegos de cargos especiales, aprobados por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. Dichos pliegos de cargos estarán sujetos a las directrices de política energética dictadas por la Secretaría Nacional de Energía. En los pliegos de cargos especiales se podrá fijar un precio de referencia para la contratación.

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En los casos de compra de potencia y/o energía a través de pliego de cargos especiales, no aplicará el numeral 7 del articulo 56 de la presente ley.

Articulo 5. Modificación al artículo 152 de la ley 6 de 1997. Promoción. Es interés del Estado promover el uso de fuentes renovables, más limpias y menos contaminantes, para diversificar las fuentes energéticas, mitigar los efectos ambientales adversos y reducir la dependencia del país de los combustibles tradicionales. Para estos efectos, la Empresa de Transmisión, en su función de contratante del suministro de potencia y energía en bloque, según prevé en el artículo 69 de esta Ley, deberá dar una preferencia de cinco por ciento (5%) en el precio evaluado a las fuentes renovables, más limpias y menos contaminantes de energía, en cada uno de los concursos o licitaciones que efectúe para comprar energía y potencia. Los distribuidores quedan obligados a contratar con la Empresa de Transmisión los suministros que tengan como base esta preferencia. Los distribuidores también estarán obligados a conceder la misma preferencia cuando efectúen compras directamente, según lo dispuesto en el artículo 81.

Para los efectos de este artículo, se entiende como energías renovables, más limpias y menos contaminantes, las siguientes: gas natural, energía de origen geotérmico, eólico, solar, cuandose trate de conversión directa a electricidad, la combustión de desechos y desperdicios de origen nacional y la energía hidroeléctrica, limitada a tres MW de potencia continua en el año hidrológico promedio.

2.4. Procedimiento para la gestión de compra de Energía y/o Potencia de 2013

Tiene como objetivo, establecer el procedimiento para llevar a cabo la gestión de compra de Energía y/o Potencia generada no contratada.

Este procedimiento aplica a la Gerencia de Comercialización y demás unidades administrativas que participen de la gestión de compra de Energía y/o Potencia.

2.5. Reglas Comerciales de 2016

El objetivo de las reglas comerciales se resume en las siguientes cláusulas:

1.1.1.1 Las presentes reglas se definen para la administración comercial del Mercado Mayorista de Panamá y se enmarcan en la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, sus modificaciones y reglamentación.

1.1.1.2 Todas las empresas que operen comercialmente en el Mercado, denominadas Participantes del Mercado o Participantes, deben cumplir con las presentes Reglas Comerciales.

1.1.1.3 El Centro Nacional de Despacho de la Empresa de Transmisión es el responsable de la administración comercial del Mercado, y debe realizar su actividad con neutralidad, eficacia y transparencia cumpliendo las normas y procedimientos que se definen en las presentes Reglas Comerciales.

1.1.1.4 El CND, con el apoyo del Comité Operativo, deberá desarrollar las Metodologías de detalle para la implementación de las presentes Reglas Comerciales, para tal efecto el CND deberá solicitar la colaboración de los Participantes del Mercado. Dichas Metodologías deberán respetar los criterios, principios y procedimientos generales que se establecen en las presentes Reglas Comerciales y contener todo el detalle necesario para garantizar predictibilidad y transparencia, así como evitar conflictos de interpretación. La aprobación de las Metodologías y sus posteriores ajustes se realizará de acuerdo con el procedimiento que se define en estas Reglas Comerciales.

2.6. Reglas de Compra de 2017

Este documento tiene el propósito de establecer los parámetros, criterios y procedimientos que deberán cumplir las contrataciones de:

a) Potencia para los Clientes Finales de las empresas de distribución eléctrica, lo cual incluye a los Clientes Regulados de éstas y a los Grandes Clientes que estén vinculados a sus redes de distribución o que se desvinculen de éstas y se conecten directamente al Sistema de Transmisión.

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b) Energía para los Clientes Regulados de las empresas de distribución eléctrica.

Se transcriben a continuación, las cláusulas que detallan el algoritmo de evaluación económica de las ofertas.

3. Reglas básicas

3.1. ETESA deberá establecer en forma detallada y precisa las bases para la evaluación de las ofertas para la adjudicación de la compra correspondiente al Acto de Concurrencia. La adjudicación se asignará a la oferta o combinación de ofertas que resulte en el menor precio evaluado y que represente el mínimo costo para los Clientes Finales, considerando si aplica, el monto máximo de adjudicación para las ofertas provenientes de Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional. Para el caso de los Potenciales Agentes de Interconexión Internacional se aplicará lo indicado en el Apéndice A de las presentes Reglas de Compra.

3.2. Todos los contratos de suministro de potencia y/o energía entre los productores y las empresas de distribución eléctrica derivados de Actos de Concurrencia serán adjudicados mediante los parámetros, criterios y procedimientos de selección y adjudicación que se indique en el Documento de Licitación respectivo, sin que se puedan utilizar criterios o procedimientos que no hayan sido enunciados en dicho documento, de acuerdo con lo establecido en los presentes reglamentos y procedimientos.

3.3. La evaluación debe determinar el precio de la potencia y/o energía, según el caso, de acuerdo con las normas vigentes en el Mercado Mayorista de Electricidad.

3.4. Los contratos deberán cumplir los requisitos y características básicas que establecen al respecto la Ley No. 6 del 3 de febrero de 1997, sus modificaciones y reglamentaciones, las Reglas Comerciales del Mercado Mayorista de Electricidad de Panamá, y demás normativas vigentes.

3.5. Los prestadores del Servicio Público de Electricidad que posean una concesión o licencia de generación (Generadores) se encuentran obligados a participar con su potencia y/o energía disponible de los Actos de Concurrencia que convoque ETESA.

3.6. Al igual que cualquier generador, la generación propia de las empresas de distribución estará obligada a participar con su potencia y/o energía disponible en los Actos de Concurrencia que convoque ETESA. La potencia y/o energía disponible de la generación propia se calculará de acuerdo con lo establecido en las presentes Reglas de Compra y se hará de la misma forma que para el resto de los Generadores. Para efectos de las presentes Reglas de Compra y las Reglas Comerciales, la Generación Propia de las Empresas de Distribución Eléctrica tendrá los mismos derechos y obligaciones que cualquier otro Generador y podrá participar en los mismos procesos y se le exigirán los mismos requisitos.

3.7 El Distribuidor no podrá dedicar directamente su generación propia para la garantía de suministro de sus clientes, esto sólo lo podrá hacer a través de los mecanismos establecidos en el Mercado Mayorista de Electricidad que le son aplicables a todos los generadores.

3.8. Aquel proponente, que contando con potencia y/o energía disponible(s), no presente ofertas estará sujeto a las sanciones establecidas en la Ley 6 de 3 de febrero de 1997, su reglamentación y modificaciones, y le aplicará lo dispuesto en las Reglas Comerciales, en función al reglamento que para tal fin se establezca.

3.9. Los Agentes del MER dedicados a la actividad de generación, pueden presentar ofertas para el suministro de potencia y/o energía para las empresas de distribución mediante contratos de importación en Panamá, en los términos establecidos en las Reglas Comerciales y las presentes Reglas de Compra. Los compromisos contractuales que suscriban las empresas de distribución con agentes regionales deben corresponder a uno de los tipos de contratación previstos en el Mercado de Contratos Regionales y cumplir los requerimientos establecidos en el Reglamento del MER. El suministro de potencia o de potencia y energía debe realizarse mediante contratos firmes regionales; el suministro de sólo energía también puede realizarse mediante contratos no firmes

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regionales. Para los contratos firmes, el proponente debe acreditar la tenencia de los correspondientes derechos de transmisión en la RTR o comprometerse a aportarlos como prerrequisito para firmar el respectivo contrato, esto último respaldado mediante la constitución de una garantía de cumplimiento por el valor establecido por el GESTOR.

27. Evaluación de las ofertas

27.1. El criterio general será que ETESA determinará los costos totales resultantes de las ofertas, o combinación de ofertas, para el cubrimiento de la demanda expresada en el Acto de Concurrencia, de acuerdo con las fórmulas establecidas en el Documento de Licitación.

27.2. La adjudicación deberá recaer sobre la oferta o combinación de ofertas que representen el precio más bajo evaluado, considerando si lo hubiere, el monto máximo a adjudicar a ofertas provenientes de Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional. Para el caso de los Potenciales Agentes de Interconexión Internacional se aplicará lo indicado en el Apéndice A de las presentes Reglas de Compra.

27.3. Con el fin de favorecer la libre oferta y demanda, no se establecerán precios tope en los Documentos de Licitación ni se utilizará en el Acto de Concurrencia algún precio de referencia como método de exclusión de participantes. ETESA utilizará las referencias de precios del mercado solamente para efectos de evaluación, para hacer comparables las ofertas y llenar las diferencias entre lo solicitado y lo ofrecido. Dichos precios de mercado se obtendrán de la siguiente manera;

27.3.1 Para el caso de la potencia se utilizará el Precio Máximo de la Potencia establecido por la ASEP que se encuentre vigente. En el caso de que la ASEP no haya fijado un Precio Máximo de la Potencia, se utilizará como referencia el precio promedio ponderado de abastecimiento de la potencia en los contratos vigentes que tiene(n) la(s) empresa(s) de distribución eléctrica a nombre de quién(es) ETESA realiza el Acto de Concurrencia. Este precio será calculado por ETESA tomando como base el último Informe de Contratación al que se refiere el numeral 2, de la Sección II de las presentes Reglas de Compra y la información de Contratos de Suministro que se hayan firmado con posterioridad a la presentación de dicho informe.

27.3.2 Para el caso de la energía, en solicitudes de contrataciones de hasta dos (2) años, se utilizará la proyección a veinticuatro (24) meses de los precios marginales que proyecta el Centro Nacional de Despacho semanalmente correspondiente a la segunda semana previa al acto de recepción de ofertas.

27.3.3 Para el caso de la energía, en solicitudes de contrataciones de más de dos (2) años, se utilizará una proyección de precios marginales que proyectará ETESA bajo los mismos lineamientos con que se desarrolla el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.

27.4 ETESA está obligada a publicar en su página Web todas las actas asociadas a los Actos de Concurrencia que gestione. Así como también deberá publicarse en la página Web de las empresas de distribución eléctrica y en dos (2) diarios de circulación nacional la información más relevante asociada a la adjudicación y el (los) contrato(s) resultante(s) de dicho Acto de Concurrencia, referidos a cantidad de potencia y/o energía, plazos, precios, etc. Las publicaciones deben hacerse inmediatamente se tengan los documentos a publicar. Para que las empresas de distribución eléctrica puedan publicar la información en su página Web, ETESA deberá suministrarles dicha información tan pronto esté disponible.

27.5 Una vez realizada la evaluación de las ofertas, ETESA prepararán un Informe de Evaluación con los resultados del Acto de Concurrencia y la propuesta de adjudicación, el cual deberá ser enviado a la ASEP. La presentación de la No Objeción de la ASEP a dicho informe será requisito indispensable para que ETESA adjudique los contratos. Los plazos de entrega, la información que debe contener el referido informe y el procedimiento a seguir en caso de aceptación o rechazo del mismo estarán contenidos en los Documentos de Licitación.

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27.6 Cuando se presenten ofertas de Potenciales Agentes de Interconexión Internacional, para la preparación del Informe de Evaluación con los resultados del Acto de Concurrencia y la propuesta de adjudicación, ETESA se regirá bajo lo establecido en el Apéndice A de estas Reglas de Compra. Este Informe deberá ser enviado a la ASEP y la presentación de la No Objeción de la ASEP a dicho informe, será requisito indispensable para que ETESA adjudique los contratos. Los plazos de entrega, la información que debe contener el referido informe y el procedimiento a seguir en caso de aceptación o rechazo del mismo estarán contenidos en los Documentos de Licitación.

27.7 Una vez sea otorgada la No Objeción al Informe de Evaluación, la ASEP remitirá el mismo a la ACODECO, con el fin de que ésta haga una evaluación de las condiciones de competencia en el Acto de Concurrencia. La ACODECO puede, en cualquier momento, revisar las condiciones de competencia en el mercado de generación y, solicitar si lo estima conveniente, el apoyo y la colaboración del personal técnico de la ASEP.

27.8. Una vez que el Informe de Evaluación obtenga la No Objeción por parte de la ASEP, ETESA deberá presentar los informes requeridos por la reglamentación que se establezca, para la verificación del cumplimiento de la obligación de ofertar.

28. Precio evaluado de una oferta

28.1. Los criterios con base a los cuales se evaluará el precio serán establecidos en el Documento de Licitación.

28.1.1 Compras de Potencia Firme solamente. Será el resultado de dividir el valor actualizado de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme entre el valor actualizado de los montos periódicos de la Potencia Firme ofertada.

28.1.2. Compras de potencia y energía. Será el resultado de dividir la suma de los valores actualizados de las series de costos periódicos de la Potencia Firme y de la energía entre el valor actualizado de los montos periódicos de la energía. Para efectos de evaluación, la energía asignada a cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme ofertada y el pronóstico de potencia y energía indicados por el Comprador en el Documento de Licitación.

28.1.3. Compras de energía solamente. Será el resultado de dividir el valor actualizado de la serie de costos periódicos de la energía entre el valor actualizado de los montos periódicos de la energía ofertada.

28.1.4. Para la evaluación del costo de la potencia no se considerará la indexación.

28.1.5. Para la evaluación del costo de la energía, si aplica, en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables se considerará la indexación del precio ofertado en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado Ocasional de Panamá con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia, en el factor FAJU ofertado.

28.1.5.1. Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

28.1.6. Para la evaluación del costo de la energía, si aplica, en el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, se considerará la indexación del precio ofertado del componente de combustible en el costo de la misma, en función de las variaciones que tenga la proyección del precio del Crudo WTI, en el factor FAJU ofertado.

28.1.6.1. El Crudo WTI se considerará como indicador que refleja la variación del precio de la energía, independientemente de la fuente con que haya sido generada. Este pronóstico deberá ser solicitado por ETESA a la Secretaría Nacional de Energía (SNE), y debe estar disponible para los

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proponentes con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

28.1.7. Cuando dentro de la evaluación existan ofertas provenientes de Potenciales Agentes de Interconexión Internacional, deberá considerarse además de lo indicado en los numerales que preceden, lo establecido en el Apéndice A de las presentes Reglas de Compra. De igual manera, cuando exista un monto máximo a adjudicar para ofertas de Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del MER, dicho monto deberá considerarse en la evaluación de forma tal que en la posterior adjudicación el mismo no sea superado.

29. Precio evaluado de una combinación de ofertas

29.1 El precio evaluado de una combinación de ofertas será el promedio ponderado de las ofertas que componen dicha combinación. La ponderación se hará con base en las cantidades físicas actualizadas de potencia-mes de cada propuesta, en el caso de solicitudes de Potencia Firme solamente. En los casos de solicitudes de compra de potencia y energía o de energía solamente, la ponderación se hará con base en las cantidades físicas actualizadas de energía. La adjudicación se hará de modo que la combinación de las ofertas resulte en el menor precio evaluado para la totalidad del suministro durante la duración del contrato.

30. Tasa de descuento

30.1 En los Documentos de Licitación se indicará la tasa anual de descuento para la actualización de los montos de las ofertas, la cual deberá reflejar el costo de oportunidad del capital para la actividad de generación eléctrica en un mercado competitivo.

31. Evaluación de ofertas parciales

31.1 En el caso de que existan ofertas parciales, con precios individuales evaluados menores que las ofertas que se presenten por la totalidad de la compra, se hará una adjudicación a favor del proponente que haya presentado la oferta parcial con menor precio evaluado y sucesivamente a los proponentes que hayan presentado ofertas parciales, en orden ascendente de su precio evaluado hasta completar la totalidad de la compra, siempre y cuando la suma de estas ofertas no represente un costo mayor del que representaría la consideración de alguna de las ofertas que se presentaron por la totalidad de la compra.

32. Combinación de ofertas que no alcancen la totalidad de lo solicitado

En el caso de que la combinación de las ofertas que se adjudiquen no cubra la totalidad de lo que ETESA haya solicitado, se aplicará lo siguiente:

32.1. En los Actos de Concurrencia de Corto Plazo, sin importar el monto del remanente se deberán hacer adendas al Documento de Licitación que originó la compra para contratar dicho remanente.

32.2 En los Actos de Concurrencia de Largo Plazo, si el remanente resultase menor o igual al 40% del monto original solicitado por ETESA en dichos Actos, se podrá hacer una adenda al Documento de Licitación. En caso de que el remanente sea mayor al 40%, es necesario efectuar un nuevo Acto o incluirlo en el próximo que esté programado.

33. Combinación de ofertas que excedan lo solicitado

33.1. En el caso de que la combinación de las ofertas que se adjudiquen exceda el total solicitado, ETESA tendrá la opción de:

33.1.1. Contratar el excedente, siempre y cuando el mismo no exceda el 25% de lo solicitado; y/o,

33.1.2. Utilizar la flexibilidad que tiene de variar cantidades y/o modificar fechas de inicio de suministros de acuerdo con lo establecido en este documento,

33.1.3. Adjudicar a la siguiente combinación de ofertas con el precio más bajo que no excede lo solicitado.

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34. Oferta única

34.1 La presentación de una sola oferta válida no será causal para declarar la licitación desierta.

35. Adjudicación

35.1 Si el Acto de Concurrencia ha cumplido los requisitos y formalidades establecidos en el presente Procedimiento y en los Documentos de Licitación, ETESA adjudicará el resultado de dicho Acto dentro de un plazo no mayor de treinta (30) días calendario después de la fecha de la apertura de las propuestas, o lo declarará desierto en los casos señalados en el Documento de Licitación.

SECCIÓN IV

DE LA APLICABILIDAD DE LOS PLIEGOS DE CARGOS ESPECIALES

1. Contrataciones mediante Pliegos de Cargos Especiales: Las presentes condiciones son específicas para los Actos de concurrencia mediante Pliegos de Cargos Especiales y tienen prelación sobre lo establecido en numerales anteriores, por lo que de haber contradicción prevalecerá o establecido en la presente sección.

1.1 Los Pliegos de Cargos Especiales, no establecen obligatoriedad de participación, ni montos mínimos a ofertar con base en la potencia y/o energía disponible. En este sentido no se aplicarán los numerales 2.3, 2.4 y 7.1.2 de la Sección I, así como los numerales 3.5, 3.6, 3.8, 15.2 de la Sección II.

1.1.1 Para efectos de lo anterior, el numeral 21.2 de la Sección II, de las presentes Reglas de Compra se leerá así “21.2. La presentación de una oferta que no cumpla con las condiciones del Documento de Licitación del Acto de Concurrencia y que en consecuencia no sea considerada, según lo indicado en el numeral anterior, será tomada como una no presentación de oferta. Las causales de incumplimiento son: no presentar el Formulario de Ofertas o presentarlo de forma incorrecta, no presentar la Fianza de Propuesta, no presentar las certificaciones requeridas en el Documento de Licitación y/o que presente ofertas opcionales y/o alternativas”.

1.2 El Criterio básico de contratación para los pliegos de cargos especiales es ayudar a conformar la Matriz Energética de Panamá y/o procurar un determinado nivel de garantía de suministro, por lo que pueden establecer requisitos especiales orientados a un tipo particular de tecnología y/o forma de contratación. Para estos casos, cada pliego de cargos especial deberá incluir expresamente el objetivo para el cual fue convocado y las condiciones particulares que incluye.

1.3 Los Actos de concurrencia mediante Pliegos de Cargos Especiales son exclusivos para participantes productores ubicados físicamente dentro de las fronteras nacionales, por lo que no se considerarán ofertas de agentes de interconexión internacional, potenciales agentes de interconexión internacional y agentes del mercado eléctrico regional que se ubiquen fuera del territorio nacional.

1.4 Primordialmente los Actos de Concurrencia mediante Pliegos Especiales deberán ser incluidos en el Informe Anual de Contrataciones, en la medida que los requerimientos sean identificados oportunamente.

1.5 Los Actos de concurrencia mediante Pliegos de Cargos Especiales tendrán plazos máximos de contratación de hasta veinte (20) años, por lo que los numerales 10.1 y 10.3 de la Sección I aplicarán para esta duración.

1.6 Los criterios de adjudicación de los Actos de concurrencia mediante Pliegos de Cargos Especiales podrán especificarse dentro los referidos pliegos, en la sección correspondiente a las Instrucciones a los Proponentes. No obstante, no aplicarán los siguientes numerales del Capítulo V de la Sección II: Evaluación y Adjudicación; numeral 27.3, 27.6 y 27.8. En cuanto a lo correspondiente a los numerales del 28 al 33, se utilizará como modelo lo establecido en las

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presentes Reglas, a menos que se especifique algo diferente en el Pliego de Cargos especial. Del numeral 34 de la Sección II en adelante aplica conforme a lo establecido en las presentes Reglas.

1.7 Para cumplir con el criterio de no discriminación enunciado en el numeral 13.1, las condiciones particulares que deberán tener los participantes de este tipo de Actos estarán contenidas en los respectivos Pliegos. No se podrán establecer en los Pliegos de Cargos Especiales, condiciones que orienten a favorecer a un determinado Agente en particular.

1.8 Se modificará el numeral 11.1 de la Sección II de las presentes Reglas de Compra, para que se lea de la siguiente forma: “No podrá(n) limitarse o predeterminarse productos de una fabricación o procedencia determinada, o incluirse procedimientos especiales que tengan por efecto favorecer o eliminar a determinados potenciales proponentes. Particularmente no se indicarán marcas, patentes, diseños o modelos industriales, tipos o logos, ni se aludirá a un origen o producción determinados. Debido a que se trata de Pliegos especiales, únicamente se podrá la establecer la energía primaria, el tipo de combustible o el ciclo de transformación que se utilice para la producción de la potencia y/o energía solicitada.”

1.9 No aplicará el numeral 44 de la Sección II de las presentes Reglas de Compra.

3. Análisis crítico del esquema de licitación actual

Luego de haber analizado el marco regulatorio actual junto con los reglamentos comerciales y de compra de energía y potencia, se presenta un análisis crítico del mismo y las propuestas preliminares de mejoras.

3.1. Algoritmo de evaluación económica actual

En forma resumida, el algoritmo de evaluación económica actual depende del tipo de contrato que se esté evaluando. Actualmente existen 3 tipos de contratos: Solo energía, Solo Potencia y de Potencia con energía asociada.

Los diferentes tipos de contrato no compiten entre sí. ETESA determina para cada tipo de contrato, las cantidades que se licitarán de potencia, de energía y de potencia con energía asociada total.

La selección de las ofertas se realiza para cada tipo de contrato, adjudicando la oferta o el conjunto de ofertas cuyos costos totales unitarios sean los mínimos. Entonces:

Para los contratos de solo potencia: se ordenan los oferentes en función del precio unitario de la potencia, de acuerdo con la cláusula 28.1.1 del reglamento de compras, de menor a mayor y se adjudican los que sumando sus potencias se igualen a la potencia total licitada. Se sigue la cláusula 31.1;

Para los contratos de potencia con energía asociada: se ordenan los oferentes en función del precio unitario de la potencia y energía (de acuerdo con la cláusula 28.1.2 del reglamento de compras, también conocido como precio monómico) de menor a mayor y se adjudican los que sumando sus potencias y energías se igualen a la potencia y energía total licitada. Se sigue la cláusula 31.1;

Para los contratos de solo energía: se ordenan los oferentes en función del precio unitario de la energía (de acuerdo con la cláusula 28.1.3 del reglamento de compras) de menor a mayor y se adjudican los que sumando sus energías se igualen a la energía total licitada. Se sigue la cláusula 31.1;

Se plantean a continuación, dos puntos del esquema de licitación actual, que a nuestro criterio son perfectibles:

El primer punto es referido a la imposibilidad del mecanismo actual de permitir que compitan los oferentes con diferentes tipos de contrato. Claro está que mientras mayor competencia, mejores serán los precios de energía y potencia resultantes de la licitación para los usuarios finales.

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El Segundo punto es referido a los tipos de contrato actuales. Se describen los contratos actuales y se plantea la posibilidad de incorporar nuevos contratos e introducir cambios sobre los contratos existentes. Básicamente, los cambios apuntarían a:

o Permitir que los oferentes de diferentes tipos de contrato compitan entre sí; o Disminuir el riesgo que asumen los oferentes, particularmente los que proponen contratos de

potencia con energía asociada.

3.1.1.1. Propuesta preliminar de cambios

Se propone realizar cambios sobre el algoritmo de evaluación económica actual. Los cambios que aquí se proponen, involucran la necesidad de cambiar el reglamento de compras de 2017. Consecuentemente se propone hacer un software de evaluación de compras de energía y potencia que pueda:

En primer lugar, realizar licitaciones replicando el esquema actual. Es decir, no realizar cambios ni sobre el algoritmo de evaluación económica ni sobre los contratos. Solo se estaría replicando el esquema actual, pero utilizando una herramienta WEB, de tal forma que cada generador podrá interactuar con el algoritmo de evaluación y entender así la lógica del mismo.

Finalmente realizar licitaciones con el esquema de licitación nuevo, que podrá ser utilizado plenamente por todos los agentes para su entendimiento y prueba. Sin embargo, entrará automáticamente en vigencia una vez que se haya cambiado el reglamento de compras de 2017.

De esta manera, ETESA podrá hacer una implementación paulatina de la herramienta, sabiendo de antemano que los cambios sobre el reglamento de compras, podría demorar más allá de lo esperado.

Para entender el esquema de licitación propuesto, se analizarán los siguientes puntos:

Licitaciones abiertas versus segmentadas: donde se plantea la conveniencia de las licitaciones abiertas sobre las segmentadas y la imposibilidad del esquema actual de realizar las abiertas;

Tipos de contratos actuales y propuesta preliminar de cambios: donde se plantean los inconvenientes de los contratos actuales y la conveniencia de hacer cambios sobre los mismos;

Propuesta preliminar del nuevo esquema de licitación: donde se describe el algoritmo de evaluación económica que se propone, el cual solo funcionará correctamente si se realizan los cambios sobre los contratos actuales planteados en el punto anterior.

3.2. Licitaciones abiertas versus segmentadas

El esquema de licitación actual es segmentado. Se segmenta en tres grupos: Solo Potencia, Solo Energía y Potencia con energía asociada. No compiten entre sí, oferentes con distintos tipos de contrato. En una licitación abierta en cambio, los oferentes compiten entre sí, incluso con diferentes tipos de contrato.

El siguiente gráfico muestra como ejemplo 8760 valores de demanda total, ordenados de mayor a menor.

MW

8760 hs

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Existen diferentes tecnologías de generación para abastecer dicha demanda. Se puede dividir las tecnologías de generación en:

Hidráulica: o De pasada o filo de agua; o De embalse;

Térmica: o Turbinas de Vapor; o Turbinas de Gas; o Ciclos Combinados;

Solar;

Eólica;

Existen grandes variaciones en los costos unitarios de inversión (USD/kW) entre tecnologías e incluso para generadores de una misma categoría. Por ejemplo, dentro de las turbinas de gas, el mercado ofrece turbinas de gas con una amplia disparidad en los costos unitarios de inversión, que se debe a la economía de escala de las mismas (mientras más grande la turbina, menores costos unitarios de inversión) pero también se debe a la eficiencia (mientras más eficiente, mayores costos unitarios de inversión).

También existe una gran disparidad en los costos unitarios de generación (USD/MWh) entre tecnologías e incluso para generadores de un mismo grupo. Es así como se tiene a los generadores renovables (hidráulicos, solares y eólicos), con costos variables de generación prácticamente nulos y en el otro extremo a los generadores térmicos más ineficientes con costos variables de generación muy elevados.

No resulta posible a priori decidir cuál tecnología es la óptima. Esto se debe a que en realidad todas pueden ser óptimas cubriendo demandas con diferentes factores de utilización. Aquellas unidades de generación (P1) cuyos costos de inversión unitarios son los más bajos, con costos de generación variables muy elevados, son unidades ideales para cubrir la demanda de la punta. En cambio, aquellas unidades de generación (Pn) cuyos costos de inversión unitarios son los más altos, pero en contrapartida tienen costos de variables de generación muy reducidos, son unidades ideales para cubrir la demanda de la base.

Entonces, la curva monótona anterior, podría ser abastecida en forma óptima de la siguiente manera:

Donde los generadores tipo “P1”, son óptimos para abastecer la demanda de la punta y los generadores tipo “Pn”, son óptimos para abastecer la demanda de la base. Entonces el desafío de una licitación abierta es lograr que las diferentes tecnologías puedan realmente competir en la misma licitación. Para ello claramente los oferentes debieran de algún modo poder elegir el factor de carga con el cual abastecer la demanda.

MW

8760 hs

P1

P2

P3

Pn

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Consecuentemente, el esquema de licitación debiera poder acomodar los diferentes perfiles de los oferentes y mediante la combinación de ellos, abastecer el perfil de demanda total.

En el esquema actual para el segmento de potencia con energía asociada, se asume que todos los generadores abastecerán la demanda del contrato con igual factor de carga. Claro está que el despacho físico será minimizando los costos totales de generación de las diferentes unidades, sin que tenga ninguna incidencia el despacho financiero de los contratos. Este divorcio entre la energía asociada a la potencia de los contratos y la energía del despacho físico real genera riesgos para los generadores. Dichos riesgos serán tratados a continuación en el punto “Tipos de contratos actuales”.

3.3. Tipos de contratos actuales y propuesta preliminar de cambios

3.3.1. Contratos tipo “Solo Potencia”

Básicamente consiste en contratos con los siguientes parámetros:

Alternativa 1: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Potencia Mínima: valor mínimo de potencia a contratar al oferente. Podría ser cualquier valor

entre 0 y el valor máximo de potencia; o Precio de la potencia: expresado en USD/kW-mes. Único valor para cualquier volumen de

potencia entre el máximo y el mínimo;

Alternativa 2: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Escalones de potencia: Hasta dos (2) ofertas con volúmenes fijos menores que la Potencia

Máxima; o Precio de la potencia: expresado en USD/kW-mes:

Para el valor de potencia máxima; Para las ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta principal;

Si la licitación es de corto plazo y hasta dos años, el precio de la potencia no se indexa.

Si la licitación es de dos o más años o de largo plazo, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, se utilizará como índice el promedio de los tres (3) meses anteriores de los bonos a 30 años del Tesoro de los Estados Unidos de América dividido entre el valor inicial de los bonos. Dicho valor inicial corresponderá al promedio del valor de los Bonos del Tesoro de los Estados Unidos de los tres (3) meses previos al Acto de Recepción de Ofertas. En el Documento Estándar de Licitación se establecerá la fórmula de indexación. En ningún caso la fórmula de indexación podrá aplicarse a la totalidad del precio de la potencia, para esto ETESA utilizará el factor que define la porción de la potencia sujeta a indexación (IPF), considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación.

Los precios ofertados se ajustarán por variaciones en los Cargos de Transmisión con los siguientes criterios: A los proponentes que paguen Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión se les reconocerá un ajuste en el precio de la potencia por las variaciones en dichos cargos. El precio de la Potencia ofertado debe incluir de forma explícita el monto del cargo al momento de hacer la oferta.


No se propone cambios en las características de este tipo de contratos, nuestra propuesta es que este tipo de contratos pueda competir con otros tipos de contratos en licitaciones abiertas.

3.3.2. Contratos tipo “Potencia con Energía Asociada”


Alternativa 1:

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o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Potencia Mínima: valor mínimo de potencia a contratar al oferente. Podría ser cualquier valor


potencia entre el máximo y el mínimo; o Energía Asociada: la potencia adjudicada se asocia a una energía determinada considerando el

factor de carga de la demanda; o Precio de la energía: expresado en USD/MWh. Único valor para el volumen de energía

asociada;

Alternativa 2: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Escalones de potencia: Hasta dos (2) ofertas con volúmenes fijos menores que la Potencia

Máxima; o Precio de la potencia: expresado en USD/kW-mes:


o Energía Asociada: en función de la potencia adjudicada, se asocia una energía considerando el factor de carga de la demanda;

o Precio de la energía: expresado en USD/MWh: Para el volumen de energía máxima; Para las ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta principal;

Indexación del precio de la potencia




Indexación del precio de la energía

Si la licitación es de corto plazo y hasta dos años, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, La indexación a aplicar en cada Acto de Concurrencia, se realizará considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación y tomando en cuenta que para las ofertas respaldadas con unidades hidroeléctricas y eólicas no habrá indexación. En el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, la indexación considerará el componente del costo del combustible en el precio de la energía. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia de acuerdo con el combustible a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial del indicador de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

Si la licitación es de dos o más años o de largo plazo, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, en caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas y eólicas, el precio de la energía se indexará en base el promedio mensual del Costo Marginal del Sistema Interconectado Nacional de Panamá. En

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caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, el precio de la energía se indexará en base al componente del costo del combustible. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial de los indicadores de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

Los precios ofertados se ajustarán por variaciones en los Cargos de Transmisión con los siguientes criterios. A los proponentes que paguen Cargos de Transmisión a través de un esquema distinto al de Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión se les reconocerá un ajuste en el precio de la energía por las variaciones en dichos cargos. El precio de la energía ofertado debe incluir de forma explícita el monto del cargo al momento de hacer la oferta.

Para entender este tipo de contrato y sus características, a continuación, se muestra un ejemplo. Suponiendo una demanda máxima de potencia de 1302 MW. Hay cuatro oferentes con contratos tipo “Potencia con Energía Asociada”:

Los contratos del ejemplo tienen las siguientes características:

Para este ejemplo, se asume que los generadores declaran como precio de la energía, sus costos variables de generación en USD/MWh y como precio de la potencia, sus costos unitarios de inversión expresados en USD/kW-mes. También se asume en este ejemplo, que estos 4 generadores constituyen el total del parque de generación.

Entonces luego de realizar la licitación, salen los 4 seleccionados con las siguientes potencias.

Independientemente del despacho físico que luego se realice, el compromiso de energía asociada a la potencia que tiene cada generador lleva implícito el mismo perfil de la demanda, tal como se muestra en el gráfico anterior.

GeneradorPrecio Energía

USD/MWh

Precio Potencia

USD/kW-mes

Monómico

USD/MWh

Gen1 20 20 52

Gen2 30 15 54

Gen3 40 10 56

Gen4 50 5 58

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

MW

Gen1 Gen2 Gen3 Gen4

130

391

651

130

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Gen1 Gen2 Gen3 Gen4

Generador MW Energía Dia MWh Factor Carga

Gen1 130 2 719 0.87

Gen2 391 8 157 0.87

Gen3 651 13 595 0.87

Gen4 130 2 719 0.87

Total 1 302 27 190 0.87

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Esta restricción, lleva aparejados riesgos que debe asumir el generador: cada vez que el despacho financiero de los contratos difiera del despacho físico de los generadores, existe un generador que debe comprar o vender las diferencias en el mercado spot.

Para entender esta idea, se muestra a continuación, un posible despacho físico óptimo de los 4 generadores del ejemplo.

Los factores de carga de cada generador son diferentes al factor de carga de la demanda:

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324

MW

Gen1 Gen2 Gen3 Gen4

130

391

651

130

-

200

400

600

800

1 000

1 200

1 400

Gen1 Gen2 Gen3 Gen4

Generador MW Energía Dia MWh Factor Carga

Gen1 130 3 124 1.00

Gen2 391 9 372 1.00

Gen3 651 13 975 0.89

Gen4 130 719 0.23

Total 1 302 27 190 0.87

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A continuación, se analiza el riesgo para el generador de base Gen1 y para el generador de punta Gen4.

Riesgos para el generador de base Gen1

Si se observa al generador Gen1, generará más energía de la solicitada por el contrato, tal como lo muestra el siguiente gráfico y podrá vender energía al mercado spot:

A su vez, su costo variable de generación será inferior al precio spot:

El siguiente gráfico muestra en un eje la energía que el generador venderá al mercado spot y en el otro eje, el precio spot menos el precio de la energía del contrato (que para el ejemplo es idéntico a su costo variable de producción):

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Entonces el generador Gen1, adicionalmente a lo que recibirá por el contrato tendrá una renta por venta de energía al mercado spot. Esta renta se obtiene multiplicando la venta por la diferencia de precios:

Partiendo de la base de que el generador cubriría sus costos de capital y costos de generación con los ingresos que provengan del contrato, dado que:

La potencia contratada multiplicada por el precio de la potencia multiplicada por 12 meses es igual al costo anual equivalente de la inversión;

El precio de energía del contrato es igual al costo variable de producción;

Se tendrá que esta renta por venta de energía al mercado spot, le daría al generador una rentabilidad por encima de la esperada. A su vez esta renta podría permitir al generador reducir su oferta del precio de energía del contrato y/o del precio de la potencia del contrato en caso quiera ser más competitivo en la licitación.

Sin embargo, en el mundo real, esta renta es imposible de determinar con exactitud en el corto plazo y más aún, en el largo plazo. Dependerá de factores climáticos que afectarán la generación hidráulica, solar y eólica, de factores económicos que afectarán la demanda y el crecimiento de la oferta a futuro y además de los intercambios que Panamá tenga dentro del SIEPAC. Es decir que todos estos factores afectarán los precios spot del mercado mayorista y por ende la cantidad de energía que venderá al mercado spot y finalmente la renta que obtendrá Gen1 por dicha venta.

A grandes rasgos, al generador Gen1 que saldrá despachado en la base, le convendrá que los precios del mercado spot sean lo más alto posible. Esto último no es deseable y es contrario a los objetivos que se persiguen con los contratos de generación: dichos objetivos son lograr que los generadores maximicen sus beneficios con la minimización de los costos totales del mercado mayorista. Sumado al punto anterior, el hecho de que exista incertidumbre en la determinación de la renta por venta de energía al spot provoca que oferentes con aversión al riesgo no oferten precios de energía y potencia competitivos.

Riesgos para el generador de punta Gen4

Observando al generador Gen4, generará menos energía de la solicitada por el contrato, tal como lo muestra el siguiente gráfico y deberá comprar energía al mercado spot:

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A su vez, su costo variable de generación será superior o igual al precio spot:

El siguiente gráfico muestra en un eje la energía que el generador deberá comprar al mercado spot y en el otro eje, el precio de energía del contrato menos el precio spot:

Entonces el generador Gen4, debió comprar energía al mercado spot para abastecer la demanda de energía del contrato. Sin embargo, esta misma energía, la vendió al contrato al precio de energía del contrato (que es idéntico a su costo variable de producción). Dicho precio es siempre superior al precio spot (por ese mismo motivo no salió despachado en el mercado físico). Si multiplicamos dicha energía por la diferencia [Precio Energía del Contrato] – [Precio Spot], obtenemos el siguiente ingreso neto que será siempre positivo:

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Si partimos de la base de que el generador cubriría sus costos de capital y costos de generación con los ingresos que provengan del contrato, dado que:

La potencia contratada multiplicada por el precio de la potencia multiplicada por 12 meses es igual al costo anual equivalente de la inversión;

El precio de energía del contrato es igual al costo variable de producción;

Tendremos que este ingreso neto, podría permitir al generador reducir su oferta del precio de energía del contrato y/o del precio de la potencia del contrato. Sin embargo, en el mundo real, este ingreso neto es imposible de determinar con exactitud, incluso en el corto plazo. Tal como para el generador Gen1, dependerá de factores climáticos que afectarán la generación hidráulica, solar y eólica, de factores económicos que afectarán la demanda y del crecimiento de la oferta.

A grandes rasgos, al generador Gen4 que saldrá despachado en la punta, le convendrá que los precios del mercado spot sean lo más bajo posible. Esto último sí es deseable y alineado a los objetivos que se persiguen con los contratos de generación. Sin embargo, la incertidumbre que lleva aparejada la determinación de este ingreso neto por compra / venta de energía, influye negativamente al momento de ofertar por parte del generador.

Entonces dentro del mercado eléctrico panameño, existen:

Generadores térmicos cuyos costos unitarios de generación son muy altos y costos unitarios de inversión, son bajos. A los mismos llamaremos “Unidades Térmicas de Punta”, puesto que los mismos son despachados durante las horas de máxima demanda del sistema o la punta. (Son los caracterizados más arriba como Gen1)

Generadores térmicos cuyos costos unitarios de generación son bajos y costos unitarios de inversión, son altos. A los mismos llamaremos “Unidades Térmicas de Base”, puesto que los mismos son despachados casi todo el tiempo o para abastecer la base de la demanda. (Son los caracterizados más arriba como Gen4)

Generadores hidráulicos cuyos costos unitarios de generación son prácticamente nulos, altos costos unitarios de inversión y poseen embalse. A los mismos llamaremos “Unidades Hidráulicas de Embalse”.

Generadores hidráulicos cuyos costos unitarios de generación son prácticamente nulos, altos costos unitarios de inversión, pero no poseen embalse. A los mismos llamaremos “Unidades Hidráulicas de Pasada”.

Generadores eólicos, solares y pequeñas hidráulicas cuyos costos unitarios de generación son prácticamente nulos y costos unitarios de inversión moderados. A los mismos llamaremos “Unidades

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Renovables no Convencionales”. Por naturaleza, estos generadores no pueden garantizar potencia y el pronóstico de generación posee mucha incertidumbre.

Cuando los generadores ofertan con un contrato del tipo “Potencia con Energía asociada”, deben indicar un precio de energía y otro precio de potencia. Según las características de este tipo de contrato, la energía asociada a la potencia surge de considerar el factor de carga de la misma demanda. Dicho factor de carga diferirá ampliamente del factor de carga con el cual saldrán despachados los generadores en el mercado físico. Se describe a continuación, el riesgo de cada contrato según las características de cada oferente:

“Unidades Térmicas de Punta”: El desafío del oferente será estimar el precio de la energía y/o potencia a ofertar:

o Si el generador oferta como precio de energía, su verdadero costo unitario de generación de energía y como precio de potencia su verdadero costo unitario de inversión, el costo unitario total resultante será demasiado alto. Esta estrategia es la más conservadora de todas, puesto que, si llegara a salir elegido, el generador recibirá para cada hora un ingreso igual o superior a su costo de generación y para cada mes, el ingreso necesario para cubrir sus verdaderos costos de inversión. Sin embargo, es poco probable que sea elegido, debido al elevado costo unitario total resultante, dado el elevado precio de la energía ofertada, tal como se puede ver en los cuadros presentados más arriba.

o Dependiendo de la aversión al riesgo, el generador podría ofertar un precio de energía por debajo de su verdadero costo unitario de generación. Para ello el generador deberá realizar diversas simulaciones del mercado spot considerando todos los escenarios hidrológicos, evolución de la demanda y evolución de la oferta. Si el generador tiene una baja aversión al riesgo, ofertará un precio de energía por debajo de su verdadero costo unitario de generación. Esta estrategia podría significar que, para algunos escenarios hidrológicos, de demanda y de oferta, el generador deba comprar energía tan cara que no podrá cubrir su costo de compra con el ingreso por la venta de energía en el contrato.

o Dependiendo de la aversión al riesgo, el generador podría ofertar un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Luego basado en simulaciones del mercado spot, realizar estimaciones de los ingresos netos que recibirá por comprar energía al mercado spot y vender la misma al contrato al precio del contrato, de modo tal que, con esta renta, poder cubrir los déficits para cubrir sus costos de inversión.

“Unidades Térmicas de Base”: El desafío del oferente será estimar el precio de la potencia y de la energía a ofertar:

o Si el generador oferta como precio de energía, su verdadero costo unitario de generación de energía y como precio de potencia su verdadero costo unitario de inversión, el costo unitario total resultante será también demasiado alto. Esta estrategia es la más conservadora de todas, puesto que, si llegara a salir elegido, el generador recibirá para cada hora un ingreso igual o superior a su costo de generación y para cada mes, el ingreso necesario para cubrir sus verdaderos costos de inversión. Sin embargo, es poco probable que sea elegido, debido al elevado costo unitario total resultante, dado el elevado precio de la potencia ofertado.

o Dependiendo de la aversión al riesgo, el generador podría ofertar un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Para ello deberá primero estimar el ingreso de la energía que podrá vender al mercado spot para cada hora, cada vez que sea despachado en el mercado físico por encima de la demanda a abastecer del contrato. Para ello el generador deberá realizar diversas simulaciones del mercado spot considerando todos los escenarios hidrológicos, evolución de la demanda y evolución de la oferta. Si el generador tiene una baja aversión al riesgo, ofertará un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Esta estrategia podría significar que, para algunos escenarios hidrológicos, de demanda y de oferta, el generador no reciba suficiente renta por venta de energía al mercado spot y consecuentemente no pueda cubrir la totalidad de sus costos de inversión.

“Unidades Hidráulicas de Embalse” y “Unidades Hidráulicas de Pasada”: El desafío del oferente será estimar el precio de la potencia y de la energía a ofertar:

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o El riesgo del oferente dependerá de la diferencia entre el perfil de generación horario y el perfil de demanda que lleva implícito el contrato:

Si el oferente es capaz de igualar o superar el perfil de la demanda en todo momento: su estrategia más conservadora será ofertar un precio de energía igual a su costo unitario de generación y un precio de potencia igual a su costo unitario de inversión.

Dependiendo de la aversión al riesgo, el generador podría ofertar un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Para ello deberá primero estimar el ingreso por la venta de energía al mercado spot para cada hora, cada vez que sea despachado en el mercado físico por encima de la demanda a abastecer del contrato. Para ello el generador deberá realizar diversas simulaciones del mercado spot considerando todos los escenarios hidrológicos, evolución de la demanda y evolución de la oferta. Si el generador tiene una baja aversión al riesgo, ofertará un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Esta estrategia podría significar que, para algunos escenarios hidrológicos, de demanda y de oferta, el generador no reciba suficiente renta por venta de energía al mercado spot y consecuentemente no pueda cubrir sus costos de inversión con el ingreso que proviene solo de la venta de potencia al contrato.

Si el oferente no es capaz de igualar el perfil de la demanda en todo momento: su estrategia más conservadora será ofertar un precio de energía superior a su costo unitario de generación y un precio de potencia igual a su costo unitario de inversión.

Dependiendo de la aversión al riesgo, el generador podría ofertar un precio de energía más reducido. Para ello deberá primero estimar el costo de la compra de energía al mercado spot para cada hora para abastecer el contrato, cada vez que el perfil del contrato sea superior a su despacho en el mercado físico. Para ello el generador deberá realizar diversas simulaciones del mercado spot considerando todos los escenarios hidrológicos, evolución de la demanda y evolución de la oferta. Si el generador tiene una baja aversión al riesgo, ofertará un precio de potencia por debajo de su verdadero costo unitario de inversión. Esta estrategia podría significar que, para algunos escenarios hidrológicos, de demanda y de oferta, el generador no reciba suficiente renta por venta de energía al mercado spot y consecuentemente no pueda cubrir sus costos de inversión con el ingreso que proviene solo del contrato.

“Unidades Renovables no Convencionales”: estos oferentes no pueden garantizar potencia, por ende, no pueden optar por contratos del tipo “Potencia con Energía asociada”. Solo pueden optar por contratos del tipo “Solo Energía”.

Como conclusión, para todas las tecnologías de generación, el tipo de contrato actual “Potencia Con Energía Asociada”, representa un sobre costo para el mercado y un riesgo para el generador. Dicho riesgo finalmente provoca un incremento en los precios que ofertará, junto también a un desincentivo a los potenciales nuevos oferentes a generar dentro del mercado panameño.


Se propone introducir dos tipos de contrato nuevos: “Opción de Compra de Energía” y “Diferencia de Curva de Carga” y permitir que los generadores decidan cual ajusta mejor a su tecnología y nivel de aversión al riesgo.

Se propone que estos dos tipos de contratos puedan competir con otros tipos de contratos en licitaciones abiertas. A continuación, se describen sus características.

3.3.2.1.1. Opción de Compra de Energía

Se propone mantener la mayoría de los parámetros del contrato actual “Potencia con Energía Asociada”, salvo la restricción de que la energía asociada sea con un factor de carga pre establecido:

Alternativa 1:

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o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Potencia Mínima: valor mínimo de potencia a contratar al oferente. Podría ser cualquier valor


potencia entre el máximo y el mínimo; o Energía Asociada: Opción de compra. Es decir, el comprador tiene la opción de comprar, cada

vez que el precio de energía del contrato se encuentre por debajo del precio spot de la energía. El perfil de energía nunca debe superar la potencia contratada;

o Precio de la energía: expresado en USD/MWh. Único valor para el volumen de energía asociada;

Alternativa 2: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Escalones de potencia: Hasta dos (2) ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta

principal; o Precio de la potencia: expresado en USD/kW-mes:


o Energía Asociada: Opción de compra. Es decir, el comprador tiene la opción de comprar, cada vez que el precio de energía del contrato se encuentre por debajo del precio spot de la energía. El perfil de energía nunca debe superar la potencia contratada;


Se propone mantener la metodología de indexación de la potencia y de la energía del tipo de contrato actual “Potencia con Energía Asociada”.






Si la licitación es de corto plazo y hasta dos años, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, La indexación a aplicar en cada Acto de Concurrencia, se realizará considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación y tomando en cuenta que para las ofertas respaldadas con unidades hidroeléctricas y eólicas no habrá indexación. En el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, la indexación considerará el componente del costo del combustible en el precio de la energía. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia de acuerdo con el combustible a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial del indicador

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de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

Si la licitación es de dos o más años o de largo plazo, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, en caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas y eólicas, el precio de la energía se indexará en base el promedio mensual del Costo Marginal del Sistema Interconectado Nacional de Panamá. En caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, el precio de la energía se indexará en base al componente del costo del combustible. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial de los indicadores de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.


Tecnologías que pueden suscribir este tipo de contratos

Este tipo de contratos está idealmente diseñado para generadores térmicos. Esto se debe a que son los únicos generadores que pueden generar en todo momento y con un factor de carga igual a 1.

Riesgos del oferente

Asumiendo que el oferente es un generador térmico y que el precio de energía del contrato es igual (o superior) al costo unitario de generación y que el precio de la potencia del contrato es igual (o superior) al costo unitario de la inversión, el oferente no enfrentará ningún riesgo.

Cada vez que la parte compradora ejecute la opción de comprar energía al contrato, el oferente se encontrará generando y será remunerado para cubrir sus costos de generación. A su vez, los costos de inversión serán cubiertos por la remuneración de la potencia.

Con este tipo de contratos, la rentabilidad de los oferentes no se ve afectada por los factores climáticos, que modifican las cantidades generadas y por ende los precios en el mercado spot. Tampoco se ve afectada por factores económicos que pueden provocar cambios en la evolución de la demanda y la oferta de nueva generación.

Consecuentemente a una reducción del riesgo del oferente, estos últimos podrán ahora ofertar precios de energía y potencia acordes a una rentabilidad razonable de una actividad con riesgo limitado.

Como una ventaja adicional, los oferentes con este tipo de contratos se encuentran alineados al objetivo de minimizar los costos de abastecimiento, mientras que con el tipo de contrato actual “Potencia con Energía Asociada”, esto último no siempre sucede.

3.3.2.1.2. Diferencia de Curva de Carga

Se propone mantener la mayoría de los parámetros del contrato actual “Potencia con Energía Asociada”, salvo la restricción de que la energía asociada sea con un factor de carga pre establecido:

Alternativa 1: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Potencia Mínima: valor mínimo de potencia a contratar al oferente. Podría ser cualquier valor


potencia entre el máximo y el mínimo;

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o Energía Asociada: El oferente debe dar un perfil de generación. Podrían ser 12 perfiles de 24 horas cada uno, representando la mejor estimación de su generación en un año. Dicho perfil se ajustará proporcionalmente a la potencia adjudicada, de modo tal que la potencia máxima del perfil sea igual a la potencia adjudicada. La modalidad es Take or Pay, es decir que el oferente debe brindar dicho perfil, ya sea generándolo o comprándolo al mercado spot, y el comprador debe tomar dicho perfil incluso si le genera excedentes;

o Precio de la energía: expresado en USD/MWh. Único valor para el volumen de energía asociada;

Alternativa 2: o Potencia Máxima: valor máximo de potencia a contratar al oferente; o Escalones de potencia: Hasta dos (2) ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta

principal; o Precio de la potencia: expresado en USD/kW-mes:


o Energía Asociada: Take or pay. El oferente debe dar un perfil de generación. Podrían ser 12 perfiles de 24 horas cada uno, representando la mejor estimación de su generación en un año. Dicho perfil se ajustará proporcionalmente a la potencia adjudicada, de modo tal que la potencia máxima del perfil sea igual a la potencia adjudicada. La modalidad es Take or Pay, es decir que el oferente debe brindar dicho perfil, ya sea generándolo o comprándolo al mercado spot, y el comprador debe tomar dicho perfil incluso si le genera excedentes;


Se propone mantener la metodología de indexación de la potencia y de la energía del tipo de contrato actual “Potencia con Energía Asociada”.






Si la licitación es de corto plazo y hasta dos años, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, La indexación a aplicar en cada Acto de Concurrencia, se realizará considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación y tomando en cuenta que para las ofertas respaldadas con unidades hidroeléctricas y eólicas no habrá indexación. En el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, la indexación considerará el componente del costo del combustible en el precio de la energía. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia de acuerdo con el combustible a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial del indicador

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de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

Si la licitación es de dos o más años o de largo plazo, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, en caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas y eólicas, el precio de la energía se indexará en base el promedio mensual del Costo Marginal del Sistema Interconectado Nacional de Panamá. En caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, el precio de la energía se indexará en base al componente del costo del combustible. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial de los indicadores de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.


Tecnologías que pueden suscribir este tipo de contratos

Este tipo de contratos está idealmente diseñado para generadores hidráulicos con capacidad de brindar potencia, pero incapacidad de abastecer energía al contrato en todo momento y con factor de carga igual a 1. Durante la época seca, estos generadores pueden generar solamente durante algunas horas al día, aumentando su generación durante la época húmeda.


Asumiendo que el oferente es un generador hidráulico y que el precio de energía del contrato es igual (o superior) al costo unitario de generación (prácticamente nulo) y que el precio de la potencia del contrato es igual (o superior) al costo unitario de la inversión, el oferente enfrentará un riesgo moderado, pero muy inferior al riesgo que enfrentan con el tipo de contrato actual de “Potencia con Energía Asociada”.

Este tipo de contrato cuya modalidad es Take or Pay, obliga al oferente a brindar el perfil acordado, ya sea generándolo o comprándolo al mercado spot. Tiene la flexibilidad de poder generar 12 perfiles horarios (de 24 horas) diferentes, uno para cada mes del año, representando así la generación esperada de un día típico mensual. Lo lógico sería que el generador, previo a la licitación, realice simulaciones del mercado eléctrico mayorista panameño y determine estos 12 perfiles de generación, basados en la generación esperada de su central hidráulica. Luego, de acuerdo con su aversión al riesgo, podrá ofertar los perfiles mínimos que su central hidráulica puede generar o el perfil esperado o promedio de todos los escenarios hidrológicos.

Con este tipo de contratos, se reduce el riesgo que enfrentan los generadores frente a la incertidumbre de los factores climáticos si lo comparamos al riesgo que enfrentan actualmente con el tipo de contrato “Potencia con Energía Asociada”. Esto se debe a que al permitir que el oferente ofrezca 12 perfiles mensuales, las diferencias entre dicho perfil y el verdadero despacho de la central para cada mes, es reducida. Sin embargo, siempre existirá una diferencia entre el perfil que el generador ofertó y el despacho real. Dicha diferencia deberá ser comprada y/o vendida al mercado spot. Generalmente cuando el generador tenga excedentes con respecto al perfil del contrato y pueda vender energía, los precios en el mercado spot serán reducidos. Por el contrario, cuando el generador tenga faltantes con respecto al perfil del contrato y deba comprar energía, los precios en el mercado spot serán elevados.

Consecuentemente, el oferente seguirá enfrentando un riesgo que, si bien es inferior al riesgo que actualmente enfrenta con el contrato “Potencia con Energía Asociada”, aún sigue siendo un riesgo. Se enumeran a continuación, maneras en que el generador puede mitigar dicho riesgo:

Ofertando el perfil mínimo que tendría el generador en el caso de un año extra seco;

Ofertando un precio de energía por encima de su costo unitario de generación;

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Una combinación de las anteriores;

Si el generador oferta el perfil mínimo junto con un precio de energía bajo (o nulo) y el precio de potencia necesario para recuperar sus costos de inversión, de salir elegido, el generador tendrá rentas por venta de energía al mercado spot de los excedentes que le darán una rentabilidad por encima de la razonable. Pero en contrapartida, bajarán las probabilidades de salir elegido por el modelo.

Será entonces este el desafío del oferente hidráulico, determinar el perfil y el precio de la energía con el cual mantener el riesgo en niveles aceptables y con precios competitivos.

Como conclusión, este tipo de contrato reduce el riesgo comparado al que tienen actualmente y permite que los generadores hidráulicos oferten precios de energía y potencia acordes a una rentabilidad razonable de una actividad con riesgo limitado.

3.3.3. Contratos tipo “Solo Energía”


Alternativa 1: o Energía Máxima: valor máximo de energía a contratar al oferente, expresado en MWh/año; o Energía Mínima: valor mínimo de energía a contratar al oferente. Podría ser cualquier valor

entre 0 y el valor máximo de energía. Expresado en MWh/año; o Precio de la energía: expresado en USD/MWh. Único valor para cualquier volumen de energía

entre el máximo y el mínimo;

Alternativa 2: o Energía Máxima: valor máximo de energía a contratar al oferente, expresado en MWh/año; o Escalones de potencia: Hasta dos (2) ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta

principal; o Precio de la energía: expresado en USD/MWh:

Para el valor de energía máxima; Para las ofertas con volúmenes fijos menores que la oferta principal;

La energía debe ofertarse en función de una potencia equivalente. El factor de carga y el perfil horario de la oferta de energía serán idénticos a la demanda.


Si la licitación es de corto plazo y hasta dos años, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, La indexación a aplicar en cada Acto de Concurrencia, se realizará considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación y tomando en cuenta que para las ofertas respaldadas con unidades hidroeléctricas y eólicas no habrá indexación. En el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, la indexación considerará el componente del costo del combustible en el precio de la energía. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia de acuerdo con el combustible a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el valor inicial del indicador de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.

Si la licitación es de dos o más años o de largo plazo, el oferente tiene la opción de indexar o no hacerlo. Si decide por indexar, en caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas y eólicas, el precio de la energía se indexará en base el promedio mensual del Costo Marginal del Sistema Interconectado Nacional de Panamá. En caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, el precio de la energía se indexará en base al componente del costo del combustible. En el Pliego de Cargos de cada Acto de Concurrencia se listarán distintos indicadores de referencia, cada uno representativo de los precios internacionales de los posibles combustibles a ser utilizados. El proponente en su oferta definirá el Factor de Ajuste (FAJU) y el indicador de referencia a ser utilizado, considerando lo establecido en el Documento Estándar de Licitación. Para definir el

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valor inicial de los indicadores de referencia, se utilizará el valor promedio del costo del mismo en el mes previo al Acto de Recepción de Ofertas.



Este tipo de contrato representa un riesgo muy elevado para estos generadores. El perfil de generación es completamente incierto, así como lo es la determinación de los precios spot de corto, mediano y largo plazo. Actualmente los generadores, deben ofertar un precio de la energía que permita recuperar sus costos de inversión pero que a su vez contemple los costos de compra de energía en escenarios donde incluso pueden darse costos de falla. Evidentemente esto más la aversión al riesgo que pueda tener el generador, provocará un sobre precio al momento de ofertar.


Se propone agregar un contrato levemente diferente a este.

Se propone que, para este contrato, se limite el tipo de tecnología de generación que pueda ofertar. Idealmente está diseñado para aquellas tecnologías de generación que no pueden garantizar potencia, es decir, generación renovable no convencional: generadores eólicos, solares e hidráulicos pequeños.

En segundo lugar, permitir que el oferente diseñe el perfil de generación de acuerdo con su conveniencia. Lo lógico sería que dicho perfil, sea la mejor estimación de generación, con variación horaria y para cada mes del año. Se propone que el oferente diseñe 12 perfiles de generación (uno para cada mes del año) de 24 horas, representando así, el día típico de generación.

Dada la naturaleza incierta de la generación renovable no convencional, se propone que no exista un compromiso de generación con el perfil estimado, pero sí un compromiso de compra de energía por parte de las distribuidoras en caso de que el generador se encuentre generando.

El contrato de “Solo Energía” actual, implica un gran riesgo para el oferente con tecnología renovable no convencional. Cada vez que el perfil demandado por el contrato difiera del perfil realmente generado, el oferente deberá comprar o vender energía al mercado spot para cumplir con el contrato. Tanto la cantidad de energía como el precio de la energía en las transacciones de compra o venta de energía en el mercado spot, son inciertos. El generador deberá contemplar que, en los peores escenarios, podría tener que comprar energía incluso al costo de falla para abastecer el contrato. El grado de incertidumbre es aún mayor para el largo plazo, donde los escenarios deben contemplar la evolución de la demanda y la evolución de la oferta para los próximos 15 años. Dependiendo de la aversión al riesgo del inversionista, esta característica del contrato podría desalentar la instalación de este tipo de tecnología en Panamá, o bien que los precios ofertados por dichos inversionistas sean demasiado elevados como para compensar el impacto financiero que provocaría escenarios pesimistas.

El cambio que se propone sobre este tipo de contrato incentiva al oferente a ofertar un precio de energía que sea un reflejo solamente del costo de inversión. El inversionista no tendrá la necesidad de hacer simulaciones del mercado y su análisis se concentrará solamente en sus costos de generación.

Por último, se propone que este tipo de contratos pueda competir con otros tipos de contratos en licitaciones abiertas. La combinación de estos contratos junto con los contratos de “Solo Potencia”, podrán competir con los otros dos contratos de potencia y energía asociada que son “Opción de Compra” y “Diferencia de Curva de Carga”.

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4. Experiencia Internacional

Se presenta a continuación, un relevamiento de las reglas de compra de energía y potencia en Chile, Brasil y Guatemala con el objetivo de replicar las buenas técnicas internacionales, considerando la realidad panameña.

4.1. Chile

En Chile, luego del proceso de desregulación experimentado durante los años 80, se fragmentó la estructura verticalmente integrada del mercado eléctrico, distinguiéndose claramente los negocios de generación, transmisión y distribución.

Específicamente, mediante la llamada Cuarta Ley General de Servicios Eléctricos (DFL 1 de 1982) se reconoció, por primera vez, la existencia de posibilidades de competencia en la generación, manteniéndose sin embargo la estructura monopolística para los negocios de transmisión y distribución.

Con la Ley Corta II (2005), se obliga a las empresas de distribución eléctrica a comprar bloques de potencia para asegurar el suministro eléctrico. Para esto, las empresas distribuidoras negocian mediante licitaciones con los generadores, asegurando con ello los ingresos a largo plazo de los generadores por medio de contratos de suministro. A su vez, se aseguran de cumplir con el suministro eléctrico establecido, lo que en estricto rigor es un respaldo para las empresas generadoras para continuar con sus planes de inversión.

Entonces, en mayo de 2005, la promulgación de la Ley Corta II, estableció que los contratos para el segmento regulado deben ser adjudicados mediante "licitaciones públicas, abiertas y transparentes por el suministro de energía requerido". El precio determinado en estos contratos es el que se traspasa al cliente final, en reemplazo del precio nudo, calculado anteriormente por la CNE. Además, la nueva ley estableció la obligación a las distribuidoras de asegurar su consumo proyectado por los tres siguientes años.

4.1.1. Mercado de Contratos

El modelo de mercado mayorista está basado en una estructura tipo pool (o mancomunado) con participación obligatoria y existencia de contratos bilaterales de tipo financiero.

El pool, por medio de un mecanismo regulado y reconocido por todos sus miembros, establece el precio de mercado de corto plazo de la electricidad (“clearing price” o “precio spot”), que es el precio de despeje del mercado (mercado spot). Este precio resulta de la realización de una operación económica centralizada por parte del operador de mercado (CDEC - Centro de Despacho Económico de Carga) y puede ser distinto en cada zona del sistema.

El despacho centralizado a cargo de los CDEC se basa en la entrega de costos de operación por parte de las empresas generadoras (costos susceptibles de ser auditados). Como consecuencia, se obtiene el despacho horario del sistema que corresponde a un orden de mérito en función del costo variable de operación, que da lugar a las transferencias o intercambios comerciales de energía del sistema entre las empresas antes descritas.

El mercado mayorista de electricidad en Chile es conformado por las empresas generadoras que transan energía y potencia entre sí, las que dependen de los contratos de suministro que cada una haya suscrito. Aquellas, que por despacho tienen una generación superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) venden, y compran aquellas que por despacho tienen una generación inferior a la energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias).

En la etapa de generación, las empresas que operan en el spot reciben dos tipos de ingreso; el primero corresponde al recibido producto de la venta de energía al costo marginal del sistema, y el segundo, que corresponde a un valor recibido de acuerdo con su capacidad disponible, independientemente de su despacho.

En el caso de los contratos bilaterales financieros:

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Las líneas violetas representan contratos que se definen mediante negociación directa y libre entre las partes (G1 con Cliente Libre 1)

Las líneas naranjas representan contratos que son regulados, por ejemplo, el caso de G3 con la empresa de distribución.

También es importante notar que se muestra que el mercado spot es cerrado a los generadores, y que pueden existir algunos de ellos cuyo negocio sea sólo ventas a este mercado, como es el caso de G2. La compraventa de los generadores en el mercado spot se representa mediante las flechas turquesa.

Cabe señalar que los contratos de suministro que puedan establecer una empresa distribuidora con clientes libres no forman parte del mercado spot. En el caso de la imagen, el contrato entre la empresa distribuidora y el cliente libre 3 no participa directamente en el mercado mayorista y sólo forma parte de las transferencias de energía y potencia a través del contrato de suministro entre la empresa distribuidora y los generadores G1 y G3.

Entonces el mercado de contratos corresponde a un mercado de tipo financiero con contratos pactados libremente entre las partes, que presenta las siguientes características:

Los generadores pueden hacer contratos con empresas distribuidoras y clientes libres;

Los contratos con empresas distribuidoras pueden ser para el abastecimiento de clientes regulados o para clientes libres;

Los contratos son confidenciales, especificaciones sobre punto de suministro y cantidades deben ser informadas al CDEC para su administración;

En el mercado de contratos se establece una obligación de suministrar y una obligación de comprar a un precio predeterminado. Normalmente las mediciones se realizan hora a hora;

Los contratos son financieros, es decir, el generador siempre compra en el mercado spot para vender en el mercado de contratos, se encuentre o no despachado. El contrato financiero permite dar estabilidad de precio a los agentes compradores y vendedores, de acuerdo con las expectativas de la evolución de los costos marginales que cada cual tenga.

En el año 2013 se introdujo por primera vez la opción de hacer ofertas de suministro por un número limitado de horas del día. La licitación de 2013 / 03 se dividió en 4 bloques que en conjunto representaban 29% de la demanda proyectada para el SIC al 2020. De estos 4, el 1 y 2 representaban hasta un 15,4%, y fueron subdivididos en los siguientes bloques horarios:

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La definición de estos bloques horarios es una mejor opción para las tecnologías ERNC intermitentes, ya que les permite ofertar sólo en las horas en que presentan mayor capacidad de generación, reduciendo su exposición al mercado spot y permitiendo así ofertas más competitivas.

La nueva normativa favorecería un esquema de licitaciones abiertas, no discriminatorias y con menores riesgos de inversión, lo que promovería la entrada de nuevos actores locales y/o extranjeros al mercado, permitiendo la incorporación de distintos proyectos y tecnologías de generación.

En el año 2015, por otro lado, el Gobierno realizó un proceso de licitación de suministro eléctrico para clientes regulados, reduciendo en un 38,5% el precio medio de adjudicación respecto de la licitación del año 2013, participando 38 empresas oferentes e incorporándose las energías renovables no convencionales.

4.1.1.1. Definiciones

Bloque de Suministro: El Bloque de Suministro constituye el compromiso máximo de Suministro que puede asumir el Proponente en su oferta, y representa el conjunto total de energía a adjudicar por Las Licitantes en la presente Licitación, para el período correspondiente considerado. Cada Bloque de Suministro incluido en la presente Licitación, será subdividido en Sub – Bloques para efectos de la presentación de ofertas de parte de los proponentes. Cada Bloque de Suministro contiene una componente Base y una componente Variable, la que constituye un 10% de la energía requerida en cada año por la componente Base.

Sub-Bloque de Suministro: El Sub–Bloque de Suministro constituye la subdivisión mínima del Bloque de Suministro que puede asumir el Proponente en su oferta. Todos los Sub–Bloques de un mismo Bloque de Suministro poseen igual cantidad de energía anual, fecha de inicio y vencimiento. Cada Sub-Bloque contiene una componente Base y una componente Variable, la que constituye un 10% de la energía requerida en cada año por la componente Base.

Curva de oferta: Corresponde a un conjunto de ofertas recibidas en un determinado bloque, ordenadas de menor a mayor Precio Nivelado.

Oferta marginal: Se denominará oferta marginal a aquella oferta que, al ir agregando en orden ascendente de precio las energías de las distintas ofertas al bloque licitado, sea la última oferta requerida para cubrir el monto total licitado y su inclusión implique superar dicho monto. En caso de igualdad de precio de dos o más ofertas marginales, éstas se tratarán como una única oferta (agregada) marginal, salvo que todas ellas pertenezcan al mismo oferente.

Precio Nivelado: El Precio Nivelado de una Oferta corresponde al valor presente equivalente del precio de la Oferta considerando una proyección de su fórmula de indexación. El Precio Nivelado se calcula de acuerdo con lo dispuesto en el numeral 9.2.4.1.1.1 del Capítulo 2 de las Bases.

Precio de Reserva o Valor Máximo de las Ofertas de Energía: Precio máximo al cual podrán ser adjudicadas las Ofertas Económicas. El Precio de Reserva será definido por la Comisión, en un acto administrativo de carácter reservado, determinándose para cada Bloque de Suministro en virtud del período de suministro licitado y en consideración a estimaciones de costos eficientes de abastecimiento. Éste sólo será revelado a Oferentes y Licitantes una vez concluida la etapa de presentación de las Propuestas, y sólo en el evento en que se hayan presentado una o más Propuestas.

El precio de la potencia en cada Punto de Suministro, durante la vigencia del contrato de suministro, será el precio fijado en el decreto de precios de nudo de corto plazo vigente al momento del llamado a la licitación, de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 171º y siguientes de la ley, e indexado de acuerdo con lo establecido en las Bases. Deberá ser expresado en dólares de los Estados Unidos de América (US$) por kW/mes, esto es, US$/kW/mes y con cuatro (4) cifras decimales.

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Suministros compartidos: En caso que resulte de la Licitación más de un Adjudicatario, se suscribirá un Contrato de Suministro con cada Adjudicatario y, con el objeto de mantener la equidad entre las partes para efectos de la facturación a Las Licitantes, en cada uno de los Contratos de Suministro se procederá en todo momento de acuerdo con las condiciones establecidas en el Reglamento de Licitaciones.

Asignación de Variaciones de Demanda: Los ajustes entre los montos adjudicados y los montos efectivamente demandados por Las Licitantes para cada mes, producto de variaciones en la demanda total de clientes sometidos a regulación de precios respecto del volumen total contratado, se aplicarán en conformidad con las condiciones establecidas en el Reglamento de Licitaciones y de acuerdo con las siguientes consideraciones:

Energía Activa: En cada período de facturación, la energía mensual a facturar por la totalidad de las empresas suministradoras de la correspondiente Licitante será igual al total de energía efectivamente consumida por los clientes sometidos a regulación de precios de ésta en el respectivo mes. En caso de que la energía efectivamente consumida sea inferior al total de suministro contratado, para cada Punto de Compra se procederá a facturar la demanda efectivamente consumida de forma no discriminatoria y a prorrata de la totalidad de los suministros anuales contratados de cada suministrador para el correspondiente año.

Potencia en Horas de Punta: Sólo podrán facturar potencia en horas de punta aquellos suministradores cuyos Bloques contratados suministran energía durante el horario de punta del Sistema respectivo. En cada Punto de Compra, Las Licitantes determinarán los montos de potencia que cada Proveedor suministrará, y por tanto considerará en la facturación, como la potencia total a facturar según el régimen de demanda máxima leída para el período de facturación correspondiente, a prorrata de la energía activa mensual facturada, respecto del total de la energía activa facturada por aquellos Bloques de Suministro que abastecen durante el horario de punta.

4.1.1.2. Proceso

Conforme a lo dispuesto en el artículo 131º de la ley, las concesionarias de servicio público de distribución deberán disponer permanentemente del suministro de energía que les permita satisfacer el total del consumo de sus clientes sometidos a regulación de precios. Para dichos efectos, aquéllas deberán contar con contratos de suministros, los cuales deberán ser el resultado de procesos de licitación pública.

La Comisión deberá diseñar, coordinar y dirigir la realización de tales procesos de licitación, cuyo objeto será que las concesionarias de distribución dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los consumos de los clientes sometidos a regulación de precios. Las concesionarias de distribución deberán sujetarse a lo dispuesto en las respectivas bases de licitación y a lo requerido por la Comisión para la realización de los procesos de licitación.

La Comisión establecerá en las Bases las condiciones de la licitación, las cuales especificarán, a lo menos:

1) La cantidad de energía a licitar; 2) Los bloques de suministro requeridos; 3) El período de suministro que debe cubrir la oferta; 4) Los puntos del sistema eléctrico en el cual se proyecta efectuar el suministro; 5) Las condiciones, criterios y metodologías que serán empleados para realizar la evaluación económica

de las ofertas, y 6) Un contrato tipo de suministro de energía para servicio público de distribución.

Las Bases deberán especificar, para todo el período que se licita el Suministro, la siguiente información:

Requerimientos anuales totales y por licitar estimados de potencia activa en horas de punta y fuera de punta y porcentajes referenciales de distribución por punto de compra; y

Requerimientos anuales totales y por licitar estimados de energía activa y porcentajes referenciales de distribución mensual y por punto de compra.

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El Suministro licitado se compondrá de uno o más bloques de energía activa, los cuales incluirán la potencia activa que corresponda en cada caso. El o los bloques que se consideren deberán ajustarse a los principios y definiciones que se establecen en la resolución y se denominarán Bloques de Suministro.

La Comisión deberá definir la estructura y composición de los bloques de acuerdo con los requerimientos por licitar. Dicha estructura y composición deberá hacerse de tal forma que no constituya una barrera a la participación en la licitación de potenciales oferentes, y no implique condiciones de suministro con mayor riesgo comercial para dichos oferentes.

Los Proponentes deberán presentar su Oferta(s) Económica(s) señalando el precio de energía ofrecido, en US$/MWh, con tres cifras decimales, por Sub-Bloques del Bloque de Suministro al cual ofertan. Esta agrupación de Sub-Bloques corresponde al número de Sub-Bloques de la oferta, pudiendo opcionalmente incorporar el número mínimo de Sub-Bloques de la oferta que está dispuesto a ser adjudicado al precio indicado en dicha oferta. Cada una de estas ofertas se considerará como separada e independiente.

En caso de que el Oferente desee ofertar más de una agrupación independiente de Sub-Bloques de idéntico tamaño, pero a distintos precios, deberá señalar un precio para cada una de dichas agrupaciones en líneas separadas, las que se considerarán como ofertas independientes.

En cada licitación se ofrecen varios bloques simultáneamente. Las diferencias entre un bloque y otro son, principalmente, el largo del contrato, la identidad de la empresa distribuidora, y el punto de retiro de la energía.

El mecanismo de licitación permite a las empresas hacer ofertas por cada bloque en forma separada y al mismo tiempo indicar una capacidad máxima de adjudicación o venta. La multiplicidad de bloques, sumado a las restricciones de venta de las empresas, hace necesario contar con un criterio de asignación cuando dichas restricciones están activas.

El criterio más sencillo es probablemente minimizar el precio promedio de la licitación completa. Sin embargo, como esto podría perjudicar los precios de algunos bloques y favorecer los de otros, el regulador optó por un criterio distinto que básicamente consiste en minimizar la suma de las diferencias cuadráticas de los precios no ponderados de cada bloque, respecto de un escenario sin restricción en la adjudicación a cada empresa.

4.1.2. Resumen

En Chile existen los clientes libres y clientes regulados. Los libres deben tener una carga conectada superior a los 2000 kW, y pueden gestionar particularmente sus contratos de abastecimiento de energía con las generadoras; mientras que los regulados (con cargas menores a 2000 kW) son abastecidos por empresas concesionarias de distribución.

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La Ley Corta II (2005) obliga a las empresas de distribución eléctrica a comprar bloques de potencia para asegurar el suministro eléctrico. Para esto, las empresas distribuidoras negocian mediante licitaciones con los generadores, asegurando con ello los ingresos a largo plazo de los generadores por medio de contratos de suministro y a la vez, asegurándose de cumplir con el suministro eléctrico establecido, lo que en estricto rigor es un respaldo para las empresas generadoras para continuar con sus planes de inversión.

El mercado eléctrico chileno de generación se basa en una estructura tipo pool obligatorio con costos declarados y auditables. A diferencia de lo que ocurre en otros mercados, no se permite a las empresas la declaración de ofertas a su conveniencia con el fin de evitar posibles prácticas de poder de mercado.

La programación del sistema eléctrico está a cargo del CDEC correspondiente, quien cumple la función de operador del sistema. El CDEC tiene la función de asegurar la operación de mínimo costo esperado del sistema en conjunto, labor que realiza mediante el uso de herramientas de optimización.

En chile, en el año 2013 se introdujo por primera vez la opción de hacer ofertas de suministro por un número limitado de horas del día. La definición de estos bloques horarios es una mejor opción para las tecnologías ERNC intermitentes, ya que les permite ofertar sólo en las horas en que presentan mayor capacidad de generación, reduciendo su exposición al mercado spot y permitiendo así ofertas más competitivas.

En cada licitación se ofrecen varios bloques simultáneamente. Las diferencias entre un bloque y otro son, principalmente, el largo del contrato, la identidad de la empresa distribuidora, y el punto de retiro de la energía.

El mecanismo de licitación permite a las empresas hacer ofertas por cada bloque en forma separada y al mismo tiempo indicar una capacidad máxima de adjudicación o venta. La multiplicidad de bloques, sumado a las restricciones de venta de las empresas, hace necesario contar con un criterio de asignación cuando dichas restricciones están activas.

La Comisión establecerá en las Bases las condiciones de la licitación, las cuales especificarán, a lo menos:

• La cantidad de energía a licitar;

• Los bloques de suministro requeridos;

• El período de suministro que debe cubrir la oferta;

• Los puntos del sistema eléctrico en el cual se proyecta efectuar el suministro;

• Las condiciones, criterios y metodologías que serán empleados para realizar la evaluación económica de las ofertas, y

• Un contrato tipo de suministro de energía para servicio público de distribución.

Las Bases deberán especificar, para todo el período que se licita el Suministro, la siguiente información:

• Requerimientos anuales totales y por licitar estimados de potencia activa en horas de punta y fuera de punta y porcentajes referenciales de distribución por punto de compra; y

• Requerimientos anuales totales y por licitar estimados de energía activa y porcentajes referenciales de distribución mensual y por punto de compra.

El Suministro licitado se compondrá de uno o más bloques de energía activa, los cuales incluirán la potencia activa que corresponda en cada caso. El o los bloques que se consideren deberán ajustarse a los principios y definiciones que se establecen en la resolución y se denominarán Bloques de Suministro.

4.2. Brasil

La comercialización de energía eléctrica pasó a contar con dos ambientes de negociación a partir de 2004:

El Ambiente de Contratación Regulada – ACR, con agentes de generación y de distribución de energía;

El Ambiente de Contratación Libre – ACL, con generadores, distribuidores, comercializadores, importadores y exportadores, así como también los consumidores libres y especiales.

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Con el objetivo de alcanzar los requisitos energéticos, fueron establecidos en el modelo actual las subastas - que funcionan como instrumento de compra de energía eléctrica por las distribuidoras en el ambiente regulado. Las subastas son realizadas por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica - CCEE, por delegación de la ANEEL, y utilizan el criterio de la menor tarifa, buscando la reducción del costo de adquisición de la energía eléctrica a ser pasada a los consumidores regulados.

El modelo vigente exige la contratación de la totalidad de la demanda por parte de las distribuidoras y de los consumidores libres. La nueva metodología de cálculo permite la venta de generación, contratación de usinas hidroeléctricas y termoeléctricas en proporciones que aseguren el mejor equilibrio entre garantía y costo de suministro, así como también el monitoreo permanente de la seguridad del suministro.

Todavía hay un mercado de corto plazo, también conocido como mercado de diferencias, en el cual se promueve el ajuste entre los volúmenes contratados y los volúmenes medidos de energía. Esta configuración integra el modelo sectorial vigente, implantado en el 2004.

En resumen, las subastas de compraventa de energía eléctrica son realizadas en el ambiente de contratación regulada (ACR), parte del mercado eléctrico en que la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) opera.


El mercado de licitación de contratos está organizado por el gobierno como un esquema centralizado, y se lleva a cabo de forma conjunta agregando toda la demanda en un solo bloque homogéneo para satisfacer el suministro de todas las distribuidoras.

Uno de los objetivos de tener un solo bloque de energía, donde toda la demanda es representada, permite a las pequeñas empresas de distribución aprovechar las economías de escala en el nuevo entorno de contratación de energía. A pesar del alto nivel de centralización y coordinación por parte del regulador, éste no interfiere con las previsiones de demanda, los cuales son directamente declarados por las empresas de distribución.

Después de la adjudicación, cada una de las empresas de distribución suscribe contratos con los generadores ganadores en proporción a sus previsiones de carga. El mecanismo de casación de la licitación sigue un diseño hibrido que combina un proceso iterativo de reloj descendente con una segunda ronda pay-as-bid de sobre cerrado. Un aspecto clave a mencionar es que la demanda en la primera fase se encuentra sobreestimada mediante la multiplicación por un factor desconocido (mayor que uno).

Con respecto a los diferentes tiempos de construcción, se hace separación de 3 a 5 años, lo cual da cuenta de la consideración especial acorde a distintas tecnologías para permitir la competencia en igualdad de condiciones.

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Adicionalmente, las distintas duraciones de contratos permiten ajustar posiciones de los generadores al atenuar la incertidumbre de todas las variables en el largo plazo. Similarmente, permite a los distribuidores manejar carteras más flexibles y realizar un mejor manejo del riesgo asociado a las proyecciones de demanda.

La licitación tiene una frecuencia constante y así tanto los generadores existentes como los participantes internacionales están preparados para el evento que se realiza anualmente. La cantidad de energía licitada en el modelo brasilero nunca se revela, sino que hasta después de la licitación.

Las subastas se dividen en los siguientes tipos:

1) Subasta de Venta: El objetivo de la Subasta de venta realizado en 2002 fue dar a disposición a los agentes distribuidores y comercializadores, los lotes de energía ofertados por empresas generadoras federales, estatales y privadas, asegurando la igualdad de acceso a los interesados.

2) Subasta de Compra: Las subastas de compra fueron realizadas en los años 2003 y 2004. Su implementación se dio en virtud de la Ley nº 9.648/1998, que estableció la liberación del volumen de energía de los contratos iniciales a la proporción de 25% al año, considerando el importe contratado en 2002. Distribuidores y comercializadores pudieron, entonces, comprar energía de los generadores, productores independientes y comercializadores/distribuidores que tenían sobras contractuales. La subasta de compra permitió la creación de un mecanismo competitivo para la venta de lotes de energía por esos agentes.

3) Subasta de Fuentes Alternativas: La subasta de fuentes alternativas fue instituida con el objetivo de atender el crecimiento del mercado en el ambiente regulado y aumentar la participación de fuentes renovables – eólica, biomasa y energía proveniente de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCHs) – en la matriz energética brasileira. La subasta de fuentes alternativas fue reglamentada por medio del Decreto nº 6.048, del 27 de febrero de 2007, el cual modifica la redacción del Decreto nº 5.163, del 30 de julio de 2004.

4) Subasta de Excedentes: La subasta de excedentes tiene como objetivo la venta de los excedentes de energía eléctrica de las concesionarias y aquellas autorizadas de generación derivadas de la liberación de los contratos iniciales.

5) Subasta Estructurante: Las subastas estructurantes se destinan a la compra de energía proveniente de proyectos de generación indicados por resolución del Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) y aprobados por el presidente de la República. Tales subastas se refieren a emprendimientos que tienen prioridad de licitación e implementación, teniendo en consideración su carácter estratégico y el interés público. Buscan asegurar la optimización del binomio tarifario y la confiabilidad del sistema eléctrico, como así también garantizar la atención a la demanda nacional de energía eléctrica, considerando el planeamiento de largo, mediano y corto plazo.

6) Subasta de Energía de Reserva: La contratación de la energía de reserva fue creada para aumentar la seguridad en el suministro de energía eléctrica en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), con energía proveniente de usinas especialmente contratadas para esta finalidad, sea de nuevos emprendimientos de generación o de emprendimientos existentes. La energía de reserva es contabilizada y liquidada en el mercado de corto plazo operado por la CCEE. Esta especie de “seguro” en el suministro de energía generó el “Encargo de Energía de Reserva” (EER), destinado a cubrir los costos derivados de la contratación de la energía de reserva – incluyendo los costos administrativos, financieros y tributarios. Esos costos son prorrateados entre todos los usuarios da energía de reserva.

7) Subasta de Energía Nueva: La Subasta de energía nueva tiene como finalidad atender el aumento de carga de las distribuidoras. En este caso son vendidas y contratadas energía de usinas que serán construidas. Esta Subasta puede ser de dos tipos: A -5 (usinas que entran en operación comercial dentro de hasta cinco años) y A -3 (dentro de hasta tres años).

8) Subasta de Energía Existente: La Subasta de energía existente fue creada para contratar energía generada por usinas ya construidas y que estuvieran en operación, cuyas inversiones ya hayan sido amortizadas y, por lo tanto, posean un costo más bajo.

9) Subasta de Ajuste: Las subastas de ajuste buscan adecuar la contratación de energía por las distribuidoras, tratando eventuales desvíos oriundos de la diferencia entre las previsiones hechas por

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las distribuidoras en las subastas anteriores y el comportamiento de su mercado. Como resultado de esta subasta, son firmados contratos de corta duración (de tres meses a dos años).

Los contratos resultantes de las subastas pueden ser de dos modalidades diferentes: por cantidad o por disponibilidad:

1) Los contratos por cantidad –TAKE OR PAY– prevén el suministro de un importe fijo de energía a un determinado precio. En esta modalidad, generalmente utilizada para la contratación de energía hidráulica, los generadores están sujetos a riesgos de sobras o déficits de energía, liquidados al PLD (Precio de Liquidación de Diferencias), siendo que esos riesgos son minimizados por el Mecanismo de Reubicación de Energía (MRE). Ese mecanismo reasigna importes de energía generados entre las usinas participantes, reduciendo el riesgo de exposición de agentes individuales.

2) Los contratos por disponibilidad –OPCIÓN DE COMPRA–, por su parte, son destinados a la contratación de usinas termoeléctricas, y prevén una remuneración fija al agente generador, independiente del que fuera efectivamente generado. En esos contratos, la cuota fija es destinada a la cobertura de los costos fijos para la disponibilidad de la usina al sistema, que puede o no ser despachada por cuenta de las condiciones hidrológicas del sistema interconectado. Sin embargo, cuando esas usinas son despachadas, las distribuidoras deben pagar los costos variables relativos al uso del combustible, que serán pasados a los consumidores en el momento del reajuste tarifario. El objetivo de los contratos por disponibilidad es garantizar la seguridad del sistema hidro-térmico. En caso de que las condiciones hidrológicas sean desfavorables, como en períodos excesivamente secos, esas usinas pueden ser solicitadas a despachar su energía, reduciendo el riesgo del déficit de oferta del sistema como un todo. Al contrario, cuando las condiciones hidrológicas sean favorables, esas usinas son dejadas en estado de espera.

4.3. Guatemala

Las operaciones de compra y venta del Mercado Mayorista se realizan a través de:

a. Un Mercado de Oportunidad o Mercado Spot, para las transacciones de oportunidad de energía eléctrica, con un precio establecido en forma horaria, o el precio que defina la Comisión, en caso de que la misma considere necesario reducir este período. En este mercado cada comprador compra del conjunto de vendedores y las transacciones se realizan al precio de oportunidad de la energía, calculado en base al costo marginal de corto plazo, que resulta del Despacho de la Oferta Disponible.

b. Un Mercado a Término, para contratos entre Agentes o Grandes Usuarios, con plazos, cantidades y precios pactados entre las partes. En este mercado los Agentes del Mercado Mayorista y Grandes Usuarios pactarán libremente las condiciones de sus contratos. Los contratos de compra de potencia y energía eléctrica existentes antes de la vigencia de la Ley serán considerados como pertenecientes al Mercado a Término. Los contratos del Mercado a Término deberán de estar enmarcados dentro de lo preceptuado por la Ley, y sus reglamentos, y su coordinación comercial y operativa será realizada por el Administrador del Mercado Mayorista. Estos contratos no podrán tener cláusulas de compra mínima obligada de energía o limitar el derecho de vender excedentes.

c. Un Mercado de Transacciones de Desvíos de Potencia diarios y mensuales. En las Transacciones diarias, se liquidan las diferencias entre la potencia disponible y la Potencia Firme de los Participantes Productores, valoradas al Precio de Referencia de la Potencia, el que se utilizará en la liquidación mensual de dichas transacciones. En las Transacciones mensuales, se liquidan las diferencias entre la Demanda Firme Efectiva de cada Distribuidor, Gran Usuario o Exportador y su Demanda Firme efectivamente contratada durante el Año Estacional correspondiente.


Se presentan a continuación, los diferentes tipos de contrato que pueden realizarse:

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Contratos de Abastecimiento: o Contratos por Diferencias con Curva de Carga –DCC: En este tipo de contrato se establece por

las partes un valor de potencia contratada para el cubrimiento de la Demanda Firme en todo momento durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el participante productor compromete el abastecimiento de una demanda de energía definida como una curva de demanda horaria a lo largo del período de vigencia del contrato a un participante consumidor. La energía de la curva horaria será asignada al comprador del contrato y descontada a la parte vendedora del mismo. El vendedor se podrá respaldar contratando potencia para cumplir su compromiso. La curva de demanda horaria podrá ser abastecida por el participante productor ya sea con generación propia, o comprando los faltantes en el Mercado de Oportunidad de existir el excedente necesario. Esto significa que no existe obligación para un agente productor de generar la energía comprometida en el contrato.

o Contrato de Potencia sin Energía Asociada: En este tipo de contrato se establece por las partes un valor de potencia contratada para el cubrimiento de la Demanda Firme en todo momento durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. El participante consumidor del MM podrá comprar la energía demandada en el Mercado de Oportunidad.

o Contratos de Opción de Compra de Energía: En este tipo de contrato se establece por las partes un valor de potencia contratada para el cubrimiento de la Demanda Firme en todo momento durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el Participante Productor vende a un Participante Consumidor una cantidad de energía horaria de acuerdo con lo siguiente: se establece por las partes un Precio de Opción de compra de energía; si el Precio de Oportunidad de la Energía es menor al Precio de Opción, no se asigna energía derivada del contrato. En caso contrario, el Participante Productor vende con energía propia o comprada en el Mercado de Oportunidad, la energía horaria informada por las partes, la cual no podrá superar el valor de potencia contratada.

o Contratos por diferencias por la demanda faltante: En este tipo de contrato se establece por las partes un valor de potencia contratada para el cubrimiento de la Demanda Firme en todo momento durante toda la vigencia del contrato, el cual no podrá superar la Oferta Firme Eficiente del vendedor que no esté comprometida en otros contratos. Además, el agente productor se compromete a entregar al precio pactado toda la energía demandada por el comprador que no sea suministrada por otros contratos, hasta la potencia comprometida.

o Contratos Existentes: Son los contratos a que se refiere el Artículo 40 del Reglamento del AMM y se administrarán de conformidad con las condiciones contractuales informadas al AMM mediante las planillas correspondientes.

o Contratos de energía generada: En este tipo de contrato un Agente Generador, vende a un Participante Consumidor un porcentaje o un valor máximo de la energía que sea generada con la unidad o central de generación comprometida; por lo tanto, no existe compromiso de potencia para el cubrimiento de Demanda Firme. La energía contratada bajo este tipo de contrato no podrá ser comprometida en otros tipos de contratos y el valor máximo de energía asignada a los contratos tendrá como límite la energía generada en cada hora. Por lo anterior, la Oferta Firme Eficiente de la unidad o central generadora que se comprometa en este tipo de contrato, podrá venderse únicamente en contratos de potencia sin energía asociada de la presente norma. Cada unidad o central generadora deberá optar por el uso del porcentaje o del valor máximo (de manera excluyente) para los contratos de este tipo que presente al AMM su titular. En la administración del déficit se considerará lo estipulado por el Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista, en el sentido que se asigna en primer lugar la potencia firme contratada.

Contratos de Reserva de Potencia: Se compromete la disponibilidad de potencia de un Agente Generador como reserva para ser convocada por otro Agente Generador contratante. El compromiso se establece sólo al nivel de potencia y deberá ser cubierto por el propio Agente Generador

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contratado como reserva. En cuanto a la energía, el contrato no establece un compromiso específico, sino que la energía entregada dentro del contrato será resultado de la energía con que resulte despachada la unidad generadora, central generadora u oferta de importación en reserva cuando sea convocado por su contratante y despachado por el AMM.

Contratos de Respaldo de Potencia: En este tipo de contrato un Participante Productor vende a otro Participante Productor una cantidad de potencia durante la vigencia del contrato. El vendedor deberá respaldar este compromiso con Oferta Firme Eficiente no comprometida en otros contratos ni utilizada para respaldar exportaciones. La potencia contratada por el Participante Productor será adicionada a su Oferta Firme Eficiente, para su comercialización en el Mercado Mayorista. 13.4.4 Contratos de exportaciones o importaciones Sus condiciones, requisitos y modo de implementación se definen en la Norma de Coordinación Comercial No. 10.

El Oferente deberá indicar en su Oferta el tipo de tecnología de generación entre tecnología de generación con Recursos Renovables y con Recursos no Renovables, e indicar el tipo de contrato de abastecimiento de acuerdo con las siguientes opciones:

Para el caso de Plantas de Generación, cuyo tipo de tecnología de generación sea con Recursos No Renovables, será el Contrato de Opción de Compra de Energía o el Contrato de Potencia sin Energía Asociada.

Para el caso de Plantas de Generación cuyo tipo de tecnología de generación sea con Recursos Renovables y que a su vez pueden garantizar potencia, será el Contrato por Diferencias con Curva de Carga, el Contrato de Opción de Compra de Energía, o el Contrato de Potencia sin Energía Asociada.

Para el caso de Plantas de Generación cuyo tipo de tecnología de generación sea con Recursos Renovables y que no pueden garantizar potencia, será el Contrato de Energía Generada.

Los contratos por Diferencia de Curva de Carga tienen una restricción adicional con respecto al perfil porcentual que los oferentes pueden ofertar. Se exige que dicho perfil valga 100% durante las horas consideradas de punta. Esto se debe a que, con estos contratos, los oferentes garantizan potencia:

Las ofertas con Recursos Naturales deberán completar la Tabla 2 y, mediante la Tabla 3, deberán indicar la energía eléctrica horaria garantizada con la cual se distribuye durante las horas de un día típico la energía mensual garantizada, esta energía eléctrica horaria podrá ser diferente para cada uno de los meses del Año Estacional, para tener en cuenta la disponibilidad de los recursos de generación y las características particulares de las Plantas de Generación ofrecidas. Cada Oferente en la Tabla 3 deberá ofrecer para la Banda de Punta la totalidad de la energía eléctrica asociada a la Potencia Máxima Garantizada y el resto de la energía garantizada distribuida de la siguiente manera: (i) Para la Banda Intermedia, un mínimo del setenta por ciento (70%); y (ii) Para la Banda de Valle, un valor máximo del treinta por ciento (30%). Los valores ofrecidos para la energía horaria garantizada deberán tener dos (2) decimales. Las Bandas Horarias corresponden a las definiciones establecidas en el artículo 87 del Reglamento del Administrador del Mercado Mayorista.

Las últimas subastas en Guatemala se realizaron utilizando un método de rondas, en las cuales cada oferente tenía la opción de mejorar sus precios de potencia y/o de energía. Dentro de un mismo salón, se conecta cada oferente con una PC al sistema. El proceso comienza con la primera ronda, en la cual cada oferente oferta con un determinado contrato y con precios iniciales de energía y/o potencia. Cada ronda termina con un análisis de las ofertas y con un resultado parcial de adjudicación del conjunto de ofertas que minimizan el costo total de abastecimiento de la energía y/o potencia de la licitación. En las rondas sucesivas, los oferentes que no entraron dentro del conjunto de ofertas seleccionadas deben mejorar sus precios o salir de la subasta. Al finalizar cada ronda, se calcula un “índice de competencia” que mide la relación de potencia de la suma de los oferentes activos (todo oferente que aún sigue en la subasta), sobre la potencia de la licitación. La subasta termina cuando dicho índice se encuentra por debajo de un umbral, el cual siempre es superior a 1.

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4.4. Conclusiones de la Experiencia Internacional

A partir del análisis del esquema de licitación de Chile, se observa que:

El precio de la potencia no entra dentro de la subasta y es idéntico para todos los generadores: esto obliga a que el precio ofertado de la energía contemple parte del costo de capital de los oferentes, no reflejando pura y exclusivamente el costo de generación;

Solamente existen los contratos bilaterales: este tipo de contratos tiene aparejado riesgos por parte del generador, los cuales se traducen en un mayor precio de la energía ofertada;

Se licitan por bloques y sub-bloques: cada oferente puede presentar varias ofertas para más de un bloque, en forma simultánea, variando la cantidad de sub-bloques ofertados. Esto obliga a que el modelo tenga un criterio en la adjudicación de cada oferente, puesto que la solución no es trivial. Al igual que los contratos actuales en Panamá, la energía asociada a la potencia de cada bloque viene definida por el perfil de la demanda;

Fijan un precio tope de energía para cada bloque: con el objetivo de limitar la falta de competitividad que podría existir en la licitación.

Existencia de tres bloques horarios para favorecer a la generación renovable no convencional: es un aspecto positivo del modelo chileno, puesto que reduce el riesgo de los generadores. Por ejemplo, para los generadores solares, ya que les permite ofertar solamente durante las horas de sol (segundo bloque, en el ejemplo presentado en este informe).

En conclusión, no se rescataron aspectos destacables, para replicar en el esquema de licitación panameño.

A partir del análisis del esquema de licitación de Brasil, se observa que:

Muchos tipos de subasta según la necesidad (subasta segmentada): debido a la gran dimensión de Brasil, logran competencia en subastas segmentadas. La segmentación es para generación nueva o existente, renovable o no renovable, estructurantes (grandes proyectos estratégicos del país) o de reserva, etc.;

Esquema de licitación: o Fase I - Descending Clock Auction (Subastas Dinámica Descendiente): es un tipo de subasta en

la que el subastador comienza subastando con un alto precio, que es disminuido hasta que la suma de la oferta de ciertos oferentes se iguale a la cantidad licitada, multiplicada por un factor mayor a uno, aceptando el precio rebajado por el subastador;

o Fase II – Pay as Bid Auction: una vez concluida la Fase I, los oferentes que aceptaron el precio rebajado deben hacer una última oferta, a sobre cerrado, a partir de la cual pueden, o no, quedar adjudicados. En esta fase, la cantidad licitada no es multiplicada por ningún factor;

En conclusión, si bien en Brasil son un éxito las subastas, no es replicable para Panamá debido a las diferencias del tamaño del mercado. En Panamá se deben hacer competir en la misma licitación, oferentes renovables, no renovables, nuevas y existentes.

A partir del análisis del esquema de licitación de Guatemala, se observa que:

Tipos de Contrato: existen los siguientes contratos: o Opción de Compra: es un contrato en el cual el precio de la energía refleja el costo variable de

generación, y el precio de la potencia refleja el costo de capital del oferente. El comprador tiene la opción (no está obligado) de comprar la energía asociada a la potencia. El despacho físico de este contrato en el mercado spot es idéntico al despacho financiero, es decir que la energía realmente generada es íntegramente vendida en el contrato. Este aspecto reduce el riesgo que enfrenta el generador;

o Diferencia de Curva de Carga: el oferente tiene libertad de ofertar un perfil de la energía asociada a la potencia, brindándole la posibilidad de reducir su riesgo al acercar el perfil realmente generado al perfil vendido en contrato.

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o Energía Generada: utilizado únicamente por generadores renovables no convencionales, a los cuales se les compra exactamente la energía generada. Nuevamente, esto reduce el riesgo de los generadores;

o Solo Potencia: utilizado únicamente por generadores que pueden garantizar potencia;

Método de Rondas: donde cada oferente tiene la opción de mejorar sus precios de potencia y/o de energía ronda tras ronda y en forma online.

En conclusión, se consideran replicables los contratos existentes en Guatemala para el mercado panameño, puesto que reducen el riesgo que enfrentan los generadores. Asimismo, se encuentra interesante la idea de limitar el perfil de los contratos de Diferencia de Curva de Carga: puesto que estos contratos son de potencia y energía asociada a la misma, deben tener en su perfil una generación plena durante las horas de la punta del sistema.

5. Propuesta del nuevo esquema de licitación

Para que el nuevo esquema de licitación funcione, primero se deben agregar tipos de contratos. El algoritmo de evaluación económica utilizará programación mixta. La misma consiste en minimizar o maximizar una función objetivo sujeta a cumplir una serie de restricciones. Se denomina programación mixta, debido a que contiene variables lineales y enteras. Mediante esta programación, lo que se busca es obtener el resultado mínimo o máximo de una función objetivo, cumpliendo ese grupo de restricciones.

Dentro del sistema propuesto, la función objetivo será la minimización de los costos de abastecimiento de energía y potencia, mientras que las restricciones serán abastecer el perfil de la demanda con la energía de los contratos y abastecer el total de potencia con la potencia de los contratos. Dentro de la programación, cada oferente tendrá una variable entera que el modelo deberá resolver por uno o por cero (1/0), decidiendo así la adjudicación del mismo. Una de las características más importantes que tiene el esquema de licitación propuesto, es poder acomodar los diferentes perfiles de los oferentes para que sumados se igualen al perfil de la demanda.

Dada la incertidumbre en la generación de los oferentes renovables debido a los factores climáticos cambiantes por estaciones del año, consideramos conveniente tomar 12 perfiles mensuales de 24 horas para modelar la demanda que queremos que sea abastecida. Cada perfil de 24 horas representará un día típico de cada mes. Sumando los 24 valores de cada perfil, obtenemos la energía de cada día típico mensual. Multiplicando por la cantidad de días de cada mes y sumando los 12 meses, obtenemos la energía total anual de demanda a ser licitada.

Existirán seis1 tipos de contratos diferentes que, mediante la utilización de la programación mixta, competirán entre sí. Los oferentes con contratos tipo “Sólo Energía” y tipo “Diferencia de Curva de Carga” o “Take or Pay”, podrán ofrecer un perfil de generación diferente para cada mes.

Por su parte, los oferentes con contrato tipo “Opción de Compra”, ofrecerán la opción de comprar energía cada vez que se cumplan dos condiciones:

1) El precio de energía del contrato se encuentre por debajo del precio spot; 2) Sea requerida su energía para abastecer el perfil de la demanda, luego de haber acomodado la

energía de los contratos tipo “Diferencia de Curva de Carga”.

1 Los contratos actuales, seguirán vigentes. Nótese que el contrato “Solo Energía” actual es similar al contrato “Solo

Energía” propuesto, salvo que para este último no se compromete al oferente a cumplir con el perfil ofertado, sólo lo compromete en vender toda su generación al precio ofertado. Por otra parte, el contrato “Potencia con Energía Asociada” actual es idéntico al contrato “Diferencia de Curva de Carga” propuesto, salvo que para éste último, el oferente elige el perfil comprometido de generación para cada mes. Es de esperar que los oferentes opten por los nuevos contratos, debido a que con los mismos se enfrentan a menores riesgos financieros.

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Los oferentes con contratos tipo “Sólo Potencia”, competirán también por abastecer la potencia licitada; mientras que los oferentes con contratos tipo “Solo Energía”, competirán para abastecer la energía licitada.

El modelo evaluará todas las combinaciones posibles entre los diferentes contratos. Para entender esta idea, el modelo podría, por ejemplo, considerar la combinación de un contrato “Solo Potencia” más un contrato “Solo Energía” y elegir ambos contratos, en vez de considerar un contrato de “Opción de Compra” o un contrato de “Diferencia de Curva de Carga”.

5.1. Modelo de evaluación propuesto – versión preliminar

El modelo de evaluación que se propone usará programación mixta. Se propone hacer un modelo amplio y que contemple varias alternativas optativas, es decir, alternativas que de acuerdo con cada licitación puedan o no considerarse dentro del modelo. De este modo, el modelo será flexible a las necesidades cambiantes que la planificación energética posea. A continuación, se enumeran estas alternativas:

a. Alternativa I: tipo de licitación: a. Licitación segmentada en 3 (o 3 renglones) utilizando tanto el esquema de licitación actual,

como los contratos actuales. Sin embargo, se propone encontrar la óptima combinación de oferentes para cada renglón mediante el modelo de programación mixta;

b. Licitación segmentada en 3, utilizando el esquema propuesto y los contratos propuestos; c. Licitación abierta, utilizando el esquema propuesto y los contratos propuestos;

Alternativa II: limitación de la generación a contratar según tipo de generación. Por ejemplo, limites en la potencia y energía a ser contratada a generadores que utilicen carbón. Las opciones serán los montos máximos totales a ser adjudicados a esta tecnología.

Alternativa III: utilización de oferentes virtuales. Es altamente recomendable la utilización de oferentes virtuales dentro del modelo. Básicamente el oferente virtual entra dentro del modelo como un oferente más con un contrato especial, que emula el funcionamiento del mercado spot: se le puede comprar energía para abastecer el perfil y se le puede comprar potencia en forma independiente a la energía. Las opciones serán considerar o no considerar al oferente virtual y los parámetros serán el precio de la energía y el precio de la potencia del mismo.

Alternativa IV: Flexibilidad de contratación. Al igual que con los contratos actuales, cada oferente brindará una potencia máxima y una mínima a ser contratada. El modelo podrá elegir para un mismo oferente, un valor entre el mínimo y el máximo, diferente para cada mes. De este modo, el modelo podrá encontrar una combinación que cubra exactamente el 100% de los requerimientos de energía y potencia en cada mes del periodo licitado.

Se describe a continuación, la función objetivo y las restricciones del modelo.

5.1.1. Función Objetivo

La función objetivo del modelo de programación mixta, será minimizar el costo de compra de energía y potencia de los oferentes seleccionados óptimos, más el costo de compra de energía y potencia al oferente virtual. La ecuación es la siguiente:

𝑴𝒊𝒏𝒊𝒎𝒊𝒛𝒂𝒓:

∑ ∑(𝑃𝑜,𝑚 × 𝑃𝑃𝑜,𝑚)

𝑂

𝑜

𝑀

𝑚

+ ∑ ∑ ∑(𝐸𝑜,𝑚,ℎ × 𝑃𝐸𝑜,𝑚 × 𝐷𝑚)

𝑂

𝑜

𝐻

ℎ

𝑀

𝑚

+

∑(𝑃𝑂𝑉𝑚 × 𝑃𝑃𝑂𝑉𝑚)

𝑀

𝑚

+ ∑ ∑(𝐸𝑂𝑉𝑚,ℎ × 𝑃𝐸𝑂𝑉𝑚 × 𝐷𝑚)

𝐻

ℎ

𝑀

𝑚

Donde:

o m: Es el total de meses de la licitación;

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o o: Es el total de oferentes; o h: son las 24 horas de cada perfil; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW].; o 𝑷𝑷𝒐,𝒎: Es el precio de la potencia del oferente “o” para el mes “m”. Varía de acuerdo con la

indexación y al factor de actualización. Es un dato para el modelo, expresado en [USD/kW-mes]; o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía resultado del oferente “o” para el mes “m” y la hora “h”. Para los contratos del

tipo “Diferencia de Curva de Carga”, será la energía adjudicada, para los demás contratos, será solo una estimación de la energía que podría ser comprada durante la vigencia del contrato. Es una variable del modelo, expresada en [kWh];

o 𝑷𝑬𝒐,𝒎: Es el precio de la energía del oferente “o” para el mes “m”. Varía de acuerdo con la indexación y al factor de actualización. Es un dato para el modelo, expresado en [USD/kWh];

o 𝑫𝒎: Son los días del mes “m”. Es un dato para el modelo, expresado en [#]; o 𝑷𝑶𝑽𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente virtual para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [KW]; o 𝑷𝑷𝑶𝑽𝒎: Es el precio de la potencia del oferente virtual para el mes “m”. Es un dato para el modelo,

expresado en [USD/kW-mes];

Debido a que tanto los precios de la energía como los precios de la potencia, ya se encuentran indexados y actualizados, es posible sumarlos. Entonces el modelo de programación mixta debe minimizar un costo actualizado total expresado en [USD].

El modelo asignará valores a las variables de potencia (P), energía (E), potencia del oferente virtual (POV) y energía del oferente virtual (EOV) con el fin de minimizar la función objetivo. Dichas variables se definen como variables reales positivas, es decir que no pueden tomar valores negativos. Entonces, de no existir restricciones sobre dichas variables, el modelo le asignaría valores de cero y el costo total resultante será cero.

Sin embargo, existen ciertas restricciones que deben cumplirse, que obligarán al modelo a asignar valores a dichas variables y consecuentemente el costo total actualizado tendrá un valor superior a cero, pero el mínimo posible.

Las restricciones pueden dividirse en dos grupos:

o Restricciones sobre las variables de potencia; o Restricciones sobre las variables de energía;

Por su parte las restricciones sobre las variables de potencia pueden dividirse en los siguientes sub grupos:

o Abastecimiento de la demanda de potencia total; o Potencia mínima y máxima de los oferentes; o Límites en la contratación a oferentes con determinadas características;

A su vez las restricciones sobre las variables de energía pueden dividirse en los siguientes sub grupos:

o Abastecimiento de la demanda de energía total; o Específicas de los contratos “Sólo Energía”; o Específicas de los contratos “Opción de Compra”; o Específicas de los contratos “Diferencia de Curva de Carga”;

A continuación, se detalla cada grupo y sub grupo de restricciones.

5.1.2. Restricciones sobre las variables de potencia

5.1.2.1. Abastecimiento de la demanda de potencia total

Debe cumplirse que, para cada mes del periodo de licitación, la suma de potencias de los oferentes adjudicados más la potencia que se adjudique al oferente virtual, debe ser igual a la potencia licitada mensual. La ecuación es la siguiente:

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∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∑ 𝑃𝑜,𝑚 + 𝑃𝑂𝑉𝑚 = 𝑃𝐿𝑚

𝑂

𝑜

Donde:

o M: Es el total de meses de la licitación; o O: Es el total de oferentes; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW].; o 𝑷𝑶𝑽𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente virtual para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [KW]; o 𝑷𝑳𝒎: Es la potencia total licitada para el mes “m”. Es un dato para el modelo, expresado en [kW];

De no existir otro grupo de restricciones más que este, el modelo asignaría para cada mes el valor de PL, a la variable de potencia del oferente cuyo precio de potencia sea el más bajo.

Esta ecuación, podría ser levemente diferente para evitar una solución sub – óptima. En vez de que sea una igualdad, permitir al modelo una sobre contratación:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∑ 𝑃𝑜,𝑚 + 𝑃𝑂𝑉𝑚 ≥ 𝑃𝐿𝑚

𝑂

𝑜

Esto se debe a que podría haber una combinación de ofertas que provoquen un pequeño excedente en la compra y que, aun así, esta sea la opción más económica. Entonces las alternativas son las siguientes:

1. No permitir Excedentes: El modelo podría rechazar oferentes óptimos a pesar de una sobrecontratación e incluso asumiendo que esos excedentes no serán utilizados por la distribuidora.

2. Permitir Excedentes: Si se permitiera la sobre contratación, existen dos modos para considerar los excedentes:

o Excedentes que la distribuidora no utilizará: el excedente dentro del modelo deberá ser pagado al precio del contrato en cuestión y no provoca ninguna reducción en la función objetivo (costos de energía y potencia);

o Excedentes que la distribuidora sí utilizará: el excedente dentro del modelo deberá ser pagado al precio del contrato en cuestión, pero en contrapartida evita la necesidad de comprar esa energía y consecuentemente provoca una disminución en la función objetivo;

Se propone utilizar la alternativa 2. Dentro de esta alternativa, los dos modos planteados anteriormente, tienen ventajas y desventajas. Asumir que la distribuidora no utilizará el excedente, tiene la ventaja de no incentivar a los oferentes a que se alejen demasiado del perfil requerido. Asumir que sí utilizará el excedente, es quizá más realista, sobre todo si se trata de una licitación de largo plazo, puesto que las distribuidoras probablemente no tengan contratada el 100% de su energía de todo el periodo. Sin embargo, para este último modo, se debe estimar el costo que evita la sobre contratación dentro de la función objetivo.

5.1.2.2. Potencia mínima y máxima de los oferentes

Los oferentes con contratos tipo:

o “Solo Potencia”; o “Opción de Compra”; o “Diferencia de Curva de Carga”;

Deben indicar la potencia máxima que ofertarán. A su vez podrán ofertar una potencia mínima, que brindará flexibilidad al modelo, al permitir a este último una contratación entre el valor mínimo y el valor máximo.

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Entonces, los parámetros de potencia máxima y mínima limitarán los valores que podrán tomar las variables de potencia. Lo anterior se plasma en la siguiente ecuación.

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ 𝑜: 1. . 𝑂_𝑃

𝑃𝑜,𝑚 ≤ 𝑃𝑚𝑎𝑥𝑜,𝑚 × 𝑉𝐸𝑜

𝑃𝑜,𝑚 ≥ 𝑃𝑚𝑖𝑛𝑜,𝑚 × 𝑉𝐸𝑜

Donde:

o M: Es el total de meses de la licitación; o O_SP: Es el total de oferentes con contratos tipo “Solo Potencia” u “Opción de Compra” o “Diferencia

de Curva de Carga”; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW]; o 𝑷𝒎𝒂𝒙𝒐,𝒎: Es la potencia máxima que oferta el oferente “o” para el mes “m”. Es un dato para el

modelo, expresado en [kW]; o 𝑷𝒎𝒊𝒏𝒐,𝒎: Es la potencia mínima que oferta el oferente “o” para el mes “m”. Es un dato para el

modelo, expresado en [kW]; o 𝑽𝑬𝒐: Es la variable entera que decide la contratación del oferente “o”. Puede tomar los valores 1 o 0;

Alternativamente, también estará la posibilidad de que oferten hasta dos valores de potencia diferentes al máximo.

5.1.2.3. Límites en la contratación a oferentes con determinadas características

Podría darse la necesidad de limitar la contratación de ciertos oferentes. Por ejemplo:

o Oferentes Existentes; o Oferentes cuya fuente de generación sea No Renovable; o Oferentes internacionales; o Etcétera;

Entonces, en forma genérica, se debe cumplir que, para cada mes del periodo de licitación, la suma de potencias adjudicadas a los oferentes con alguna característica particular, más la potencia que se adjudique al oferente virtual, debe ser menor o igual al límite máximo de contratación con dicha característica. La ecuación es la siguiente:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∑ 𝑃𝑜,𝑚 + 𝑃𝑂𝑉𝑚 ≤ 𝑃𝑚𝑎𝑥𝐶𝑋𝑚

𝑂_𝐶𝑋

𝑜

Donde:

o M: Es el total de meses de la licitación; o O_CX: Es el total de oferentes con cierta característica “X”; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW]; o 𝑷𝑶𝑽𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente virtual para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [KW]; o 𝑷𝒎𝒂𝒙𝑪𝑿𝒎: Es la potencia máxima para adjudicar a oferentes con cierta característica “X” para el mes

“m”. Es un dato para el modelo, expresado en [kW];

En los siguientes puntos, se plantean las restricciones sobre las variables de energía.

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5.1.3. Restricciones sobre las variables de energía

5.1.3.1. Abastecimiento de la demanda de energía total

En vez de licitar volúmenes energéticos mensuales totales, se propone licitar perfiles de 24 valores, que representen un día típico de cada mes. Donde para cada mes, la suma de dichos 24 valores multiplicado por la cantidad de días del mes, será igual al volumen energético mensual total.

Debe cumplirse que, para cada mes del periodo de licitación y para cada hora, la suma de energía de los oferentes adjudicados más la energía que se adjudique al oferente virtual, debe ser igual a la energía del perfil típico mensual. La ecuación es la siguiente:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ ℎ: 1 . . 𝐻

∑ 𝐸𝑜,𝑚,ℎ + 𝐸𝑂𝑉𝑚,ℎ = 𝐸𝐿𝑚,ℎ

𝑂

𝑜

Donde:

o M: Es el total de meses de la licitación; o H: Es el total de horas de cada perfil. Se propone usar 24 horas, representando el día típico de cada

mes; o O: Es el total de oferentes; o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía elegida al oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es una variable del modelo,

expresada en [kWh]; o 𝑬𝑶𝑽𝒎,𝒉: Es la energía elegida al oferente virtual para el mes “m” y la hora “h”. Es una variable del

modelo, expresada en [kWh]; o 𝑬𝑳𝒎,𝒉: Es la energía licitada para el mes “m” y hora “h”. Es un dato para el modelo, expresado en

[kWh];

Esta ecuación, podría ser levemente diferente para evitar una solución sub – óptima. En vez de que sea una igualdad, permitir al modelo una sobre contratación:

∑ 𝐸𝑜,𝑚,ℎ + 𝐸𝑂𝑉𝑚,ℎ ≥ 𝐸𝐿𝑚,ℎ

𝑂

𝑜

Esto se debe a los contratos del tipo “Diferencia de Curva de Carga” y “Solo Energía”, los cuales podrían provocar un pequeño excedente en la compra y a pesar de ello, seguir siendo la opción más económica. Entonces las alternativas son las siguientes:

3. No permitir Excedentes: El modelo podría rechazar oferentes óptimos a pesar de una sobrecontratación e incluso asumiendo que esos excedentes no serán utilizados por la distribuidora.

4. Permitir Excedentes: Si se permitiera la sobre contratación, existen dos modos para considerar los excedentes:

o Excedentes que la distribuidora no utilizará: el excedente dentro del modelo deberá ser pagado al precio del contrato en cuestión y no provoca ninguna reducción en la función objetivo (costos de energía y potencia);

o Excedentes que la distribuidora sí utilizará: el excedente dentro del modelo deberá ser pagado al precio del contrato en cuestión, pero en contra partida evita la necesidad de comprar esa energía y consecuentemente provoca una disminución en la función objetivo;

Se propone utilizar la alternativa 2. Dentro de esta alternativa, los dos modos planteados anteriormente, tienen ventajas y desventajas. Asumir que la distribuidora no utilizará el excedente, tiene la ventaja de no incentivar a los oferentes a que se alejen demasiado del perfil requerido. Asumir que sí utilizará el excedente, es quizá más realista, sobre todo si se trata de una licitación de largo plazo, puesto que las distribuidoras

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probablemente no tengan contratada el 100% de su energía de todo el periodo. Sin embargo, para este último modo, se debe estimar el costo que evita la sobre contratación dentro de la función objetivo.

5.1.3.2. Específicas de los contratos tipo “Sólo Energía”

Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con este tipo de contrato, la variable de energía debe ser igual al perfil porcentual de generación ofertado, multiplicado por una potencia equivalente. Este tipo de contrato no garantiza potencia ni perfil de energía. Sin embargo, a los fines del modelado, el perfil estimado de generación es considerado como un perfil firme. La potencia equivalente, en cambio, no se considera dentro de las ecuaciones de potencia, pero permiten limitar los perfiles entre los volúmenes mínimos y máximos. Se presenta a continuación las ecuaciones:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ ℎ: 1 . . 𝐻

∀ 𝑜: 1 . . 𝑂_𝑆𝐸

+𝐸𝑜,𝑚,ℎ = 𝑃𝐸𝑆𝐸𝑜,𝑚,ℎ × 𝑃𝐸𝑜,𝑚

Donde:


mes; o O_SE: Es el total de oferentes con contratos tipo “Sólo Energía”; o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía elegida al oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es una variable del modelo,

expresada en [kWh]; o 𝑷𝑬𝑺𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es el perfil estimado de generación del oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es un

dato para el modelo, expresado en [%] de la potencia equivalente; o 𝑷𝑬𝒐,𝒎: Es la potencia equivalente asignada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del

modelo, expresada en [kW]. Esta variable no es usada dentro de la restricción de abastecimiento de potencia y solo sirve para limitar el perfil del oferente;

Asimismo, la variable 𝑷𝑬𝒐,𝒎 , podrá variar entre un máximo y un mínimo, lo cual brindará flexibilidad al modelo. Entonces, los parámetros de potencia máxima y mínima limitarán los valores que podrán tomar las variables de potencia equivalente, que a su vez, limitará el perfil de energía. Lo anterior se plasma en la siguiente ecuación.

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ 𝑜: 1. . 𝑂_𝑆𝐸

𝑃𝐸𝑜,𝑚 ≤ 𝑃𝐸𝑚𝑎𝑥𝑜,𝑚 × 𝑉𝐸𝑜

𝑃𝐸𝑜,𝑚 ≥ 𝑃𝐸𝑚𝑖𝑛𝑜,𝑚 × 𝑉𝐸𝑜

Donde:

o M: Es el total de meses de la licitación; o O_SE: Es el total de oferentes con contratos tipo “Sólo Energía”; o 𝑷𝑬𝒐,𝒎: Es la potencia equivalente del oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW]; o 𝑷𝑬𝒎𝒂𝒙𝒐,𝒎: Es la potencia máxima que oferta el oferente “o” para el mes “m”. Es un dato para el

modelo, expresado en [kW]; o 𝑷𝑬𝒎𝒊𝒏𝒐,𝒎: Es la potencia mínima que oferta el oferente “o” para el mes “m”. Es un dato para el

modelo, expresado en [kW]; o 𝑽𝑬𝒐: Es la variable entera que decide la contratación del oferente “o”. Puede tomar los valores 1 o 0;

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5.1.3.3. Específicas de los contratos tipo “Diferencia de Curva de Carga”

Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con este tipo de contrato, la variable de energía debe ser igual al perfil porcentual de generación ofertado, multiplicado por la potencia adjudicada. Este tipo de contrato garantiza potencia y perfil de energía. Se presenta a continuación la ecuación:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ ℎ: 1 . . 𝐻

∀ 𝑜: 1 . . 𝑂_𝐷𝐶𝐶

+𝐸𝑜,𝑚,ℎ = 𝑃𝐸𝐷𝐶𝐶𝑜,𝑚,ℎ × 𝑃𝑜,𝑚

Donde:


mes; o O_DCC: Es el total de oferentes con contratos tipo “Diferencia de Curva de Carga”; o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía elegida al oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es una variable del modelo,

expresada en [kWh]; o 𝑷𝑬𝑫𝑪𝑪𝒐,𝒎,𝒉: Es el perfil estimado de generación del oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es un

dato para el modelo, expresado en [%] de la potencia adjudicada; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW];

5.1.3.4. Específicas de los contratos tipo “Opción de Compra”

Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con este tipo de contrato, la variable de energía debe ser menor o igual a la potencia adjudicada. Este tipo de contrato garantiza potencia y la opción de compra de energía. Se presenta a continuación la ecuación:

∀ 𝑚: 1 . . 𝑀

∀ ℎ: 1 . . 𝐻

∀ 𝑜: 1 . . 𝑂_𝑂𝐶

+𝐸𝑜,𝑚,ℎ ≤ 𝑃𝑜,𝑚

Donde:


mes; o O_OC: Es el total de oferentes con contratos tipo “Opción de Compra”; o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía elegida al oferente “o” para el mes “m” y hora “h”. Es una variable del modelo,

expresada en [kWh]; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW];

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5.2. Ejemplo del funcionamiento del algoritmo de evaluación propuesto

A continuación, se muestra el funcionamiento del algoritmo de evaluación y los contratos con un ejemplo muy simple.

Suponiendo que se pretende realizar una licitación de 1367 MW de potencia y 9 698 941 MWh/Año de energía. Se determinan los 12 perfiles de demanda de energía:

Dichos perfiles, representan la energía total anual de 9 698 941 MWh/Año. La potencia de la licitación coincide con la máxima potencia de los 12 perfiles que, para el ejemplo, se da en el mes de diciembre.

Dentro del ejemplo, se tiene oferentes con los 4 tipos de contrato. Dos oferentes por tipo de contrato y con las siguientes características:

Oferentes Tipo Contrato Potencia Min (MW) Potencia Max (MW) Precio Potencia (USD/kW-Mes) Precio Energía (USD/MWh)

Gen_1_SP Solo Potencia 50 50 6 N/A

Gen_2_SP Solo Potencia 10 50 7 N/A

Gen_1_SE Solo Energía 120 120 N/A 80

Gen_2_SE Solo Energía 30 80 N/A 80

Gen_1_DCC Diferencia Curva Carga 150 150 20 5

Gen_2_DCC Diferencia Curva Carga 200 200 22 6

Gen_1_OC Opción de Compra 300 450 15 100

Gen_2_OC Opción de Compra 100 500 17 110

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El perfil ofertado por el generador Gen_1_SE, es el siguiente:

Es un generador solar y según su mejor estimación, el valor esperado de su generación es como se plantea en el gráfico anterior. Tal como se explicó en puntos anteriores, se propone que el contrato no lleve implícito la obligación de abastecer dicho perfil (dada su incertidumbre), sin embargo, el modelo lo tomará como cierto.

El perfil ofertado por el generador Gen_2_SE, es el siguiente:

Es un generador eólico y según su mejor estimación, el valor esperado de su generación es como se plantea en el gráfico anterior. Al igual que para el generador solar y todos los contratos tipo “Sólo Energía”, se propone que el contrato no lleve implícito la obligación de abastecer dicho perfil, sin embargo, el modelo lo tomará como cierto.

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El perfil ofertado por el generador Gen_1_DCC, es el siguiente:

Es un generador hidráulico y según su mejor estimación, el valor esperado de su generación es como se plantea en el gráfico anterior. Debido a que dicho generador tiene embalse, es capaz de empuntar su generación y generar durante las horas de mayor demanda. Inclusive, es capaz de almacenar agua durante la época húmeda y generar con un factor de carga más alto durante los meses más secos. El perfil adjudicado sí implica compromisos para ambas partes: compradora y vendedora.

El perfil ofertado por el generador Gen_2_DCC, es el siguiente:

Es un generador hidráulico y según su mejor estimación, el valor esperado de su generación es tal como se plantea en el gráfico anterior. Debido a que dicho generador tiene un pequeño embalse, es capaz de empuntar su generación y generar durante las horas de mayor demanda de cada día. Sin embargo, durante los meses más secos, tendrá un factor de carga más bajo. El perfil adjudicado, sí implica compromisos para ambas partes: compradora y vendedora.

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El perfil ofertado por el generador Gen_1_OC, es el siguiente:

Es un generador térmico y por ende es capaz de generar toda la energía por debajo de su potencia adjudicada. Dados sus costos variables de generación, es conveniente comprarle toda su energía.

El perfil ofertado por el generador Gen_2_OC, es el siguiente:

Es un generador térmico y por ende es capaz de generar toda la energía por debajo de su potencia adjudicada. A diferencia del generador anterior, dados sus costos variables de generación más elevados, no es conveniente comprarle toda su energía.

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La demanda total, es cubierta según se muestra en el siguiente gráfico:

A su vez, también está la ecuación de potencia que debe cumplirse. Es decir, que la suma de potencias adjudicadas sea igual a 1367 MW:

Debido a que no alcanza la potencia de los generadores con contratos tipo “Opción de Compra” y “Diferencia de Curva de Carga”, el modelo adjudica la potencia de los contratos tipo “Sólo Potencia”. Son excluidos de esta ecuación, los contratos tipo “Solo Energía”.

La siguiente tabla, presenta los resultados de la licitación:

Donde la energía de los contratos “Opción de Compra” y “Sólo Energía”, es una estimación de lo que podría ocurrir, pero no genera compromisos de compra / venta al momento de la adjudicación.

Oferentes Potencia Adjudicada (MW) Energía Adjudicada (MWh/año)

Gen_1_SE - 363 917

Gen_2_SE - 451 328

Gen_1_DCC 150 979 619

Gen_2_DCC 200 1 196 708

Gen_1_OC 450 3 942 000

Gen_2_OC 500 2 765 223

Gen_1_SP 50 -

Gen_2_SP 17 -

Total 1 367 9 698 795

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Este es un simple ejemplo para entender el esquema de licitación propuesto. Donde la solución óptima es fácil de determinar. Sin embargo, en las licitaciones reales, podrá haber cientos de oferentes y el modelo tendrá que elegir la combinación óptima de ellos que minimicen el costo total de abastecimiento y sujeto a abastecer toda la demanda para cada hora, mes y año del periodo de licitación.

Nótese que en ningún momento se calculan los costos monómicos de generación de cada generador, puesto que no tiene sentido dicho cálculo. El modelo decide la combinación óptima de generadores que satisfacen todas las restricciones, sin la necesidad de analizar combinación por combinación, las cuales podrían ser cientos de miles alternativas.

5.3. Análisis de los Informes de licitación pasados

Se analizaron 3 informes de licitaciones pasadas, los cuales permitieron entender la aplicación práctica del esquema de licitación actual. Asimismo, poder entender la fuente del conflicto que implica la aplicación del mismo, donde para la licitación ETESA 02-16, hubo recursos de reconsideración.

El entendimiento de los mismos permitió determinar aquellos aspectos perfectibles del esquema actual y realizar una primera versión preliminar de los cambios sobre el mismo, en busca de evitar a futuro esta clase de conflictos.

A continuación, se muestran los resultados de replicar la licitación ETESA –LPI-03-15 para el renglón 3: Potencia Firme y Energía Asociada.

Se presentaron los siguientes oferentes:

De los cuales, los últimos 4 no fueron considerados por diferentes causas explicadas dentro del informe de licitación. Los contratos actuales son similares al tipo de contrato “Diferencia de Curva de Carga” que se propone. La diferencia es que, para el tipo de contrato actual, el oferente no puede elegir el perfil y debe ceñirse al perfil de la demanda que debe cubrir.

Dentro del informe de licitación, se realizaron las siguientes combinaciones:

Donde finalmente se optó por el caso 9.

Se logró replicar esta selección utilizando el modelo de programación mixta. Se logró un porcentaje de contratación idéntico y al mismo “precio evaluado”. Para ello, fue necesario trabajar con el oferente virtual,

Nombre ID_Contrato Considerar

Autoridad del Canal de Panamá DCC 1

Hidro Panamá, S.A. DCC 1

Hidro Piedra, S.A. DCC 1

Hidro Boquerón, S.A. DCC 1

Valley Rise Investment Corp DCC 1

Alternegy, S.A. DCC 1

Pedregal Power Company S. de R.L. DCC 1

Urbalia Panamá, S.A. DCC 0

Enel Fortuna, S.A. DCC 0

SoEnergy Panama, S. de R.L. DCC 0

Fuerza Eléctrica del Istmo, S.A. DCC 0

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colocándole un precio de energía (105 USD/MWh) y otro de potencia (12.5 USD/kW-mes) de modo tal que el modelo obtenga el caso 9 y no otro.

El siguiente gráfico, muestra la cobertura mes a mes del caso 9 y del modelo:

Dentro del modelo, se debió colocar la posibilidad de una sobre contratación del 25%. Dicha sobre contratación ocurre para los meses 7 y 8 de 2018 (19 y 20, en el gráfico) y mes 3 de 2019 (27, en el gráfico).

El siguiente gráfico muestra la potencia licitada y adjudicada mes a mes:

Donde, debido a que son contratos de “Potencia Con Energía Asociada”, la cobertura de energía podría ser algo como se presenta en los siguientes gráficos:

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Si se hubiese colocado al oferente virtual, un precio de energía y de potencia superior (por ejemplo, Precio Energía: 130 USD/MWh y Precio de Potencia: 15 USD/kW-mes), los resultados hubiesen sido más parecidos al caso 13:

Pero, con un precio monómico superior:


Empesa Energía [MWh]Costo Potencia

[miles USD]

Costo Energía

[miles USD]

Precio Monómico

[USD/MWh]

Autoridad del Canal de Panamá 453 694 10 378 32 094 93.6

Pedregal Power Company S. de R.L. 320 265 5 269 27 735 103.1

Hidro Panamá, S.A. 6 621 137 622 114.6

Alternegy, S.A. 245 827 5 433 22 873 115.1

Hidro Piedra, S.A. 11 769 207 1 174 117.4

Valley Rise Investment Corp 182 466 4 935 19 208 132.3

Hidro Boquerón, S.A. 11 769 202 1 284 126.3

Combinación 1 232 410 26 561 104 991 106.7

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5.3.1. Conclusión

Mediante el uso del modelo fue posible obtener los mismos resultados obtenidos en la licitación LPI 03 – 15 renglón 3, pero mediante el uso de parámetros que pueden ser replicables por los oferentes:

Porcentaje de Sobre Contratación: 25%;

Precio Energía Oferente Virtual: 105 USD/MWh;

Precio de Potencia Oferente Virtual: 12.5 USD/kW-mes;

Sin duda este aspecto traerá credibilidad al proceso de selección.

5.3.2. Aplicación de los nuevos tipos de contratos

Si se asume que los generadores térmicos deberán suscribir contratos del tipo “OC” y los generadores hidráulicos contratos del tipo “DCC”:

Colocando los siguientes valores en los parámetros del oferente virtual y porcentaje de sobre contratación:

Porcentaje de Sobre Contratación: 25%;

Precio Energía Oferente Virtual: 105 USD/MWh;

Precio de Potencia Oferente Virtual: 12.5 USD/kW-mes;

Se obtiene la siguiente cobertura:

Nombre ID_Contrato

Autoridad del Canal de Panamá OC

Hidro Panamá, S.A. DCC

Hidro Piedra, S.A. DCC

Hidro Boquerón, S.A. DCC

Valley Rise Investment Corp OC

Alternegy, S.A. OC

Pedregal Power Company S. de R.L. OC

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Con el siguiente precio monómico:


Empesa Energía [MWh]Costo Potencia

[miles USD]

Costo Energía

[miles USD]

Precio Monómico

[USD/MWh]

Autoridad del Canal de Panamá 734 625 10 368 51 967 84.9

Pedregal Power Company S. de R.L. 445 915 5 275 38 617 98.4

Hidro Panamá, S.A. 3 086 68 290 116.0

Alternegy, S.A. 312 306 5 433 29 059 110.4

Hidro Piedra, S.A. 3 911 74 390 118.6

Valley Rise Investment Corp - 4 959 - -

Hidro Boquerón, S.A. - - - -

Combinación 1 499 842 26 178 120 322 97.7

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La cobertura de energía se presenta en los siguientes gráficos:

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Donde se observa una contratación a factor de planta cercano a uno para aquellas centrales con precio de energía más bajo y con contrato tipo “OC”.

6. Propuesta de cambios a las Reglas Comerciales de Panamá

Se plantean a continuación, los cambios propuestos sobre las reglas comerciales de Panamá. Dentro de dichas reglas, se observa la necesidad de cambios solamente sobre el punto 4: Mercado de Contratos

6.1. Punto 4.4 Contratos de Suministro

Dentro del punto 4.4 Contratos de Suministro, particularmente el punto 4.4.6 Contratos de Suministro con Compra / Venta de Energía, se propone cambiar el título por:

4.4.6 Contratos Bilaterales de Suministro con Compra / Venta de Energía.

Se propone además, agregar el siguiente punto:

4.4.7 Contratos Unilaterales de Suministro con Compra / Venta de Energía.

4.4.7.1 La contratación de la energía permite estabilizar o acotar el precio futuro de la energía, pero no impone restricciones ni obligaciones a la operación física.

4.4.7.2 La parte vendedora asume un compromiso de entrega de energía, pero no una obligación de producción propia. La parte compradora no asume un compromiso de compra de energía.

4.4.7.3 El contrato acordará una opción para la energía, estableciendo una condición en que la compra de la energía contratada se activa (es convocada). En este caso para la administración comercial, el CND debe considerar que mientras no se produzca la condición acordada en el contrato, la energía contratada no es convocada por el contrato y que pertenece al Participante Productor que es la parte vendedora, y cuando se activa la condición (la energía es convocada) la energía contratada pertenece al Participante Comprador que es la parte compradora.

4.4.7.4 El contrato deberá identificar claramente la potencia máxima para cada hora de vigencia, dentro de las características y términos que establecen estas Reglas Comerciales y las Reglas de Compra. El CND no deberá decidir por sí mismo la interpretación que corresponda cuando surjan dudas sobre el cálculo de la energía contratada. En caso de dudas o problemas de interpretación al respecto, el CND deberá informar de sus dudas a las partes y solicitar que clarifiquen por escrito la forma de determinar la energía contratada cada día. En

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tanto las partes acuerden e informen la aclaración solicitada, el contrato será considerado no administrable y, por lo tanto, no autorizado en el mercado de contratos.

7. Propuesta de cambios a las Reglas de Compra de Panamá

Se plantean a continuación, los cambios propuestos sobre las reglas de compra de Panamá. Dentro de dichas reglas, se observa la necesidad de cambios en:

Tomo I: Reglas Generales;

Tomo II: Documento Estándar de Licitación: o Parte I – Procedimientos de Licitación:

Sección I – Instrucciones A los Proponentes; Sección II – Datos De la Licitación;

o Parte II – Contrato: Sección III – Condiciones Generales del Contrato; Sección IV – Condiciones Especiales del Contrato;

7.1. Propuesta de cambios al Tomo I – Reglas Generales

7.1.1. Punto 11 Cláusulas prohibidas

El punto 11.1 dice:

11.1 No podrá incluirse en los Documentos de Licitación especificaciones técnicas que limiten la energía primaria, el tipo de combustible o el ciclo de transformación que se utilice para la producción de la potencia y/o energía solicitada. Tampoco podrá(n) limitarse o predeterminarse productos de una fabricación o procedencia determinada, o incluirse procedimientos especiales que tengan por efecto favorecer o eliminar a determinados potenciales proponentes. Particularmente no se indicarán marcas, patentes, diseños o modelos industriales, tipos o logos, ni se aludirá a un origen o producción determinados.

Nuestra propuesta es limitar el tipo de tecnología a los diferentes tipos de contrato. Concretamente Se propone limitar:

A los generadores renovables no convencionales, que no pueden garantizar potencia, solamente a contratos de “Solo Energía”;

A los generadores renovables convencionales, que pueden garantizar potencia, a contratos de “Diferencia de Curva de Carga”, “Opción de Compra” y/o “Solo Potencia”;

A los generadores no renovables a contratos de “Opción de Compra” y/o “Solo Potencia”;

Esto será aclarado en el punto 37, del Tomo II, sección I.

Si bien se propone que los diferentes contratos compitan entre sí en la misma licitación, se cree necesario, eliminar el punto 11.1.

7.1.2. Punto 27 Evaluación de las Ofertas

El punto 27.3 dice:

27.3 Con el fin de favorecer la libre oferta y demanda, no se establecerán precios tope en los Documentos de Licitación ni se utilizará en el Acto de Concurrencia algún precio de referencia como método de exclusión de participantes. ETESA utilizará las referencias de precios del mercado solamente para efectos de evaluación, para hacer comparables las ofertas y llenar las diferencias entre lo solicitado y lo ofrecido. Dichos precios de mercado se obtendrán de la siguiente manera;

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27.3.1 Para el caso de la potencia se utilizará el Precio Máximo de la Potencia establecido por la ASEP que se encuentre vigente. En el caso de que la ASEP no haya fijado un Precio Máximo de la Potencia, se utilizará como referencia el precio promedio ponderado de abastecimiento de la potencia en los contratos vigentes que tiene(n) la(s) empresa(s) de distribución eléctrica a nombre de quién(es) ETESA realiza el Acto de Concurrencia. Este precio será calculado por ETESA tomando como base el último Informe de Contratación al que se refiere el numeral 2, de la Sección II de las presentes Reglas de Compra y la información de Contratos de Suministro que se hayan firmado con posterioridad a la presentación de dicho informe.

27.3.2 Para el caso de la energía, en solicitudes de contrataciones de hasta dos (2) años, se utilizará la proyección a veinticuatro (24) meses de los precios marginales que proyecta el Centro Nacional de Despacho semanalmente correspondiente a la segunda semana previa al acto de recepción de ofertas.

27.3.3 Para el caso de la energía, en solicitudes de contrataciones de más de dos (2) años, se utilizará una proyección de precios marginales que proyectará ETESA bajo los mismos lineamientos con que se desarrolla el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional.

El esquema de licitación que se propone incluye la existencia de un oferente virtual. Dicho oferente virtual, tendrá un precio de energía y un precio de potencia prefijado por ETESA, ASEP y SNE previo a cada licitación. Esta oferta tiene como objetivo hacer factible el problema de Programación Lineal Entera Mixta, en el eventual caso que no existan ofertas para satisfacer las restricciones de potencia y energía de las Distribuidoras y también podría limitar el costo total de compra de potencia y energía del conjunto de ofertas que resulte asignado. ETESA, ASEP y SNE se reservan el derecho de ingresar, o no, la oferta virtual en cualquiera de las licitaciones. Consecuentemente, se propone reemplazar el punto 27.3 por el siguiente texto:

27.3 Con el fin de favorecer la competitividad de los oferentes, ETESA podrá introducir dentro de la licitación una oferta virtual. La misma tiene el doble objetivo de llenar las diferencias entre lo solicitado y lo ofrecido y limitar el costo total de compra de potencia y energía del conjunto de ofertas que resulte asignado. Tanto el precio de la energía como el precio de la potencia serán definidos previamente a cada licitación.

7.1.3. Punto 28 Precio evaluado de una oferta

El punto 28 dice:

28. Precio evaluado de una oferta:

28.1 Los criterios con base a los cuales se evaluará el precio serán establecidos en el Documento de Licitación.

28.1.1 Compras de Potencia Firme solamente. Será el resultado de dividir el valor actualizado de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme entre el valor actualizado de los montos periódicos de la Potencia Firme ofertada.

28.1.2 Compras de potencia y energía. Será el resultado de dividir la suma de los valores actualizados de las series de costos periódicos de la Potencia Firme y de la energía entre el valor actualizado de los montos periódicos de la energía. Para efectos de evaluación, la energía asignada a cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme ofertada y el pronóstico de potencia y energía indicados por el Comprador en el Documento de Licitación.

28.1.3 Compras de energía solamente. Será el resultado de dividir el valor actualizado de la serie de costos periódicos de la energía entre el valor actualizado de los montos periódicos de la energía ofertada.

28.1.4 Para la evaluación del costo de la potencia no se considerará la indexación.

28.1.5 Para la evaluación del costo de la energía, si aplica, en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables se considerará la indexación del precio ofertado en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado

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Ocasional de Panamá con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia, en el factor FAJU ofertado.

28.1.6 Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

28.1.7 Para la evaluación del costo de la energía, si aplica, en el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, se considerará la indexación del precio ofertado del componente de combustible en el costo de la misma, en función de las variaciones que tenga la proyección del precio del Crudo WTI, en el factor FAJU ofertado.

28.1.8 El Crudo WTI se considerará como indicador que refleja la variación del precio de la energía, independientemente de la fuente con que haya sido generada. Este pronóstico deberá ser solicitado por ETESA a la Secretaría Nacional de Energía (SNE), y debe estar disponible para los proponentes con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

28.1.9 Cuando dentro de la evaluación existan ofertas provenientes de Potenciales Agentes de Interconexión Internacional, deberá considerarse además de lo indicado en los numerales que preceden, lo establecido en el Apéndice A de las presentes Reglas de Compra. De igual manera, cuando exista un monto máximo a adjudicar para ofertas de Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del MER, dicho monto deberá considerarse en la evaluación de forma tal que en la posterior adjudicación el mismo no sea superado.

El modelo minimiza el costo total actualizado en lugar de seleccionar los oferentes en función del precio evaluado. Por lo anterior, se propone cambiar el título del punto 28 y los puntos 28.1, 28.1.1, 28.1.2 y 28.1.3 como sigue:

28. Costo evaluado de una oferta:

28.1 Los criterios con base a los cuales se evaluarán las ofertas serán establecidos en el Documento de Licitación.

28.1.1 Costos de Compras de Potencia Firme solamente. Será la sumatoria del valor actualizado de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme ofertada.

28.1.2 Costos de Compras de potencia y energía. Será la suma de los valores actualizados de las series de costos periódicos de la Potencia Firme y de la energía.

28.1.3 Costos de Compras de energía solamente. Será la sumatoria de la serie de costos periódicos de la energía.

7.1.4. Punto 29 Precio evaluado de una combinación de ofertas

El punto 29 dice:

29. Precio evaluado de una combinación de ofertas

29.1 El precio evaluado de una combinación de ofertas será el promedio ponderado de las ofertas que componen dicha combinación. La ponderación se hará con base en las cantidades físicas actualizadas de potencia-mes de cada propuesta, en el caso de solicitudes de Potencia Firme solamente. En los casos de solicitudes de compra de potencia y energía o de energía solamente, la ponderación se hará con base en las cantidades físicas actualizadas de energía. La adjudicación se hará de modo que la combinación de las ofertas resulte en el menor precio evaluado para la totalidad del suministro durante la duración del contrato.

Se propone cambiar este punto como sigue:

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29. Costo total evaluado de una combinación de ofertas

29.1 El costo total evaluado de una combinación de ofertas será la suma de los costos de las ofertas que componen dicha combinación. La adjudicación se hará de modo que la combinación de las ofertas resulte en el menor costo total evaluado para la totalidad del suministro durante la duración del contrato y sujeto a las restricciones de la licitación.

7.1.5. Punto 31. Evaluación de ofertas parciales

El punto 31 dice:

31. Evaluación de ofertas parciales

31.1 En el caso de que existan ofertas parciales, con precios individuales evaluados menores que las ofertas que se presenten por la totalidad de la compra, se hará una adjudicación a favor del proponente que haya presentado la oferta parcial con menor precio evaluado y sucesivamente a los proponentes que hayan presentado ofertas parciales, en orden ascendente de su precio evaluado hasta completar la totalidad de la compra, siempre y cuando la suma de estas ofertas no represente un costo mayor del que representaría la consideración de alguna de las ofertas que se presentaron por la totalidad de la compra.

El algoritmo de evaluación propuesto evalúa y selecciona los oferentes, de modo diferente a lo planteado en el punto 31. El objetivo es el mismo: minimizar el costo total sujeto a cubrir la energía y/o potencia de la licitación. Pero la manera de hacerlo es diferente:

Algoritmo de licitación actual: ordenar los oferentes en forma ascendente, en función de su

“Precio Evaluado” y hasta cubrir la energía y/o potencia de la licitación. Luego se evalúan

diferentes alternativas de selección y se busca la mejor combinación;

Algoritmo de licitación propuesto: minimizar el costo total de abastecimiento utilizando

programación mixta y sujeto a las restricciones de abastecer la energía y/o potencia de la

licitación;

Consecuentemente, se propone cambiar el punto 31 por el siguiente punto:

31. Evaluación de ofertas

31.1 Se evaluarán las ofertas de modo tal de seleccionar la combinación de ellas que minimicen el costo total de abastecimiento, sujeto a cubrir la totalidad de energía y/o potencia de la licitación.

7.1.6. Punto 33. Combinación de ofertas que excedan lo solicitado

El punto 33 dice:


33.1. En el caso de que la combinación de las ofertas que se adjudiquen exceda el total solicitado, ETESA tendrá la opción de:


33.1.2. Utilizar la flexibilidad que tiene de variar cantidades y/o modificar fechas de inicio de suministros de acuerdo con lo establecido en este documento,

33.1.3. Adjudicar a la siguiente combinación de ofertas con el precio más bajo que no excede lo solicitado.

Dentro del algoritmo de licitación propuesto, se podrá permitir una adjudicación por encima del total solicitado. Sin embargo, el modo será diferente. Se propone cambiar el punto como sigue:

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33.1. En relación a los posibles excedentes sobre la contratación de energía y/o potencia total de la licitación, ETESA tendrá la opción de:


33.1.2. No contratar el excedente.

33.1.2. Tanto para el numeral 33.1.1 como para el numeral 33.1.2, ETESA utilizará la flexibilidad que tiene de variar cantidades;

7.2. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección I - IAP

7.2.1. Punto 37. Preferencia de algún tipo o tecnología de generación eléctrica

Se propone agregar el siguiente punto:

37.2 Según el tipo de tecnología, corresponderán distintos tipos de contrato a los que se podrá suscribir, los cuales se detallan a continuación:

Los generadores renovables no convencionales, que no pueden garantizar potencia, podrán suscribir solamente contratos de “Solo Energía”;

Los generadores renovables convencionales, que pueden garantizar potencia, podrán suscribir contratos de “Diferencia de Curva de Carga”, “Opción de Compra”, y/o “Solo Potencia”;

Los generadores no renovables podrán suscribir contratos de “Opción de Compra” y/o “Solo Potencia”;

7.2.2. Punto 42. Potencia y/o energía Solicitada, Puntos de Retiro, Puntos de Entrega y plazo de entrega

El punto 42.1, incisos 1, 2 y 3 dicen:

42.1 La Potencia y/o energía solicitada por EL GESTOR es la que se indica en los DDL, y debe ser ofertada de la siguiente forma:

42.1.1 Solicitudes de sólo potencia: Debe ofertarse Potencia Firme.

42.1.2 Solicitudes de potencia y energía: Debe ofertarse Potencia Firme y su Energía Asociada Requerida.

42.1.3 Solicitudes de sólo energía: Debe ofertarse Energía en función de una Potencia Equivalente señalada en la oferta.

42.1.4 Periodicidad de la Solicitud: Se indicará en los DDL y corresponderá a la siguiente periodicidad:

42.1.4.1 Mensual o anual para actos de Corto Plazo de Potencia Firme y/o Energía o;

42.1.4.2 Mensual o anual para actos de Largo Plazo de sólo Energía o;

42.1.4.3 Anual para Actos de Largo Plazo de Potencia Firme o de Potencia Firme y Energía.

Se propone cambiar el punto como sigue:

42.1 La Potencia y/o energía solicitada por EL GESTOR es la que se indica en los DDL, y debe ser ofertada de la siguiente forma:

42.1.1 Solicitudes de sólo potencia: Debe ofertarse Potencia Firme.

42.1.2 Solicitudes de potencia y energía, en los cuales puede ofertarse:

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Potencia Firme y su Energía Asociada Requerida, mediante contratos bilaterales;

Potencia Firme y su Energía Asociada Requerida, mediante contratos unilaterales;

Sólo Potencia;

Sólo Energía.

42.1.3 Solicitudes de sólo energía: Debe ofertarse Energía en función de una Potencia Equivalente señalada en la oferta.

42.1.4 Periodicidad de la Solicitud: Se indicará en los DDL y corresponderá a la siguiente periodicidad:

42.1.4.1 Mensual o anual para actos de Corto o Largo Plazo de Potencia Firme o;

42.1.4.2 Mensual para actos de Corto o Largo Plazo de sólo Energía o Potencia Firme y Energía.

7.2.3. Punto 43. Cálculo de la Energía Asociada Requerida

El punto 43.1 dice:

43.1 A) Contratación de Potencia Firme: En el caso de contratación de Potencia Firme con energía asociada, dicha energía será la cantidad de Energía Asociada Requerida de esta Licitación la cual deberá estar disponible en los Puntos de Retiro de la empresa de distribución eléctrica durante el plazo del suministro. EL COMPRADOR se obliga a adquirir de EL VENDEDOR la Energía Asociada Requerida contratada la cual será calculada bajo la Modalidad del Seguimiento Horario de la Demanda. Se determina hora a hora, como la fracción de la demanda total de EL COMPRADOR (registrada o medida en los Puntos de Retiro), que resulta de dividir la Potencia Firme Contratada entre la Demanda Máxima de Generación (DMG) para el periodo indicado en los DDL, según la información del Informe Indicativo de Demanda vigente, excluyendo la Reserva de Confiabilidad de acuerdo con la siguiente formula: (…)

Los nuevos contratos propuestos de potencia firme con energía asociada podrán ser de dos tipos: 1. Diferencia de Curva de Carga;

2. Opción de Compra;

Para el tipo 1) Diferencia de Curva de Carga, la energía asociada responderá a un perfil ofertado por la parte vendedora. Para el tipo 2) Opción de Compra, la energía asociada podrá ser cualquier perfil por debajo de la potencia firme.

Se propone cambiar el punto como sigue:

43.1 A) Contratación de Potencia Firme: En el caso de contratación de Potencia Firme con energía asociada, dicha energía deberá estar disponible en los Puntos de Retiro de la empresa de distribución eléctrica durante el plazo del suministro. La energía asociada será calculada de acuerdo con el sub tipo de contrato de potencia firme con energía asociada:

43.1.1 Contrato bilateral de potencia Firme con energía asociada: EL COMPRADOR se obliga a adquirir de EL VENDEDOR la Energía Asociada Requerida contratada, la cual será calculada bajo la Modalidad “Perfil Ofertado”. Se determina hora a hora, como el producto del perfil ofertado por la potencia firme contratada de acuerdo con la siguiente fórmula:

𝑚, ∀ ℎ :1..24 𝑎,𝑚

Donde:

A: total de años de la licitación;

a: año de la licitación;

m: mes del año;

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𝐷𝑚: total de días del mes “m”;

h: hora del perfil horario de cada mes;

𝐸𝐴𝑅𝑎,𝑚,𝑑,ℎ: Energía Asociada Requerida para el año “a”, mes “m”, día “d” y hora

“h”;

𝑎,𝑚,ℎ: Perfil Ofertado para el año “a”, mes “m” y hora “h”;

𝑃𝐹𝐶𝑎,𝑚: Potencia Firme Contratada para el año “a” y mes “m”;

43.1.1.1 Este tipo de contrato, podrá ser elegido solamente por generadores renovables con capacidad de garantizar potencia.

43.1.1.2 Cada Oferente deberá ofrecer para la Banda de Punta, la totalidad de la energía eléctrica asociada a la Potencia Máxima Garantizada. El resto de la energía garantizada será distribuida de la siguiente manera:

Para la Banda Intermedia, un mínimo de XX%; Para la Banda de Valle, un valor máximo de XX%.

43.1.2 Contrato unilateral de potencia Firme con energía asociada: EL COMPRADOR tiene la opción de adquirir de EL VENDEDOR la Energía Asociada Requerida contratada, la cual será calculada bajo la Modalidad “Opción de Compra”. Se determina hora a hora de acuerdo con la siguiente fórmula:

∀ 𝑎 ∶ 1. . 𝐴, ∀ 𝑚 ∶ 1. .12, ∀ 𝑑 ∶ 1. . 𝐷𝑚, ∀ ℎ ∶ 1. .24 𝑎,𝑚

Donde:



m: mes del año;




“h”;

𝑎,𝑚: Potencia Firme Contratada para el año “a” y mes “m”;

43.1.2.1 Este tipo de contrato, podrá ser elegido solamente por generadores con capacidad de garantizar potencia.

El punto 43.2 dice:

43.2 B) Potencia Equivalente para la Contratación de Energía solamente: En el caso de contratación de energía solamente, la misma se contratará en base a la potencia equivalente que dé como resultado una energía asociada igual a la energía requerida. Dicha energía será la cantidad de Energía Asociada Requerida de esta Licitación la cual deberá estar disponible, en los Puntos de Retiro de la empresa de distribución eléctrica durante el plazo del suministro. EL COMPRADOR se obliga a adquirir de EL VENDEDOR la Energía Asociada Requerida contratada, la cual será calculada bajo la Modalidad del Seguimiento Horario de la Demanda. Se determina hora a hora, como la fracción de la demanda total de EL COMPRADOR (registrada o medida en los Puntos de Retiro), que resulta de dividir la Potencia Firme Contratada entre la Demanda Máxima de Generación (DMG) para el periodo indicado en los DDL, según la información del Informe Indicativo de Demanda vigente, excluyendo la Reserva de Confiabilidad de acuerdo con la siguiente fórmula: (…)

El nuevo contrato propuesto de “Sólo Energía”, responderá a un perfil ofertado por la parte vendedora. Se propone cambiar el punto como sigue:

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43.2 B) Potencia Equivalente para la Contratación de Energía solamente: En el caso de contratación de energía solamente, dicha energía deberá estar disponible en los Puntos de Retiro de la empresa de distribución eléctrica durante el plazo del suministro. EL COMPRADOR se obliga a adquirir de EL VENDEDOR la Energía Asociada Requerida contratada la cual será calculada bajo la Modalidad “Perfil Ofertado”. Se determina hora a hora, como el producto del perfil ofertado por la potencia equivalente de acuerdo con la siguiente fórmula:

∀ 𝑎 ∶ 1. . 𝐴, ∀ 𝑚 ∶ 1. .12, ∀ 𝑑 ∶ 1. . 𝐷𝑚, ∀ ℎ ∶ 1. .24 𝑎,𝑚

Donde:



m: mes del año;




“h”;

𝑎,𝑚,ℎ: Perfil Ofertado para el año “a”, mes “m” y hora “h”;

𝑃𝐸𝑎,𝑚: Potencia Equivalente contratada para el año “a” y mes “m”;

43.2.1 Este tipo de contrato, podrá ser elegido solamente por generadores renovables, sin capacidad de garantizar potencia.

Según la experiencia internacional caso Guatemala, este tipo de contrato obliga a EL COMPRADOR a adquirir de EL VENDEDOR, toda la energía realmente generada por este último, independientemente del Perfil Ofertado para la evaluación de la oferta. Dicho perfil ofertado es simplemente una estimación del perfil de generación, que luego en la práctica no se cumplirá. De este modo, el riesgo que asume EL VENDEDOR es mucho menor y, consecuentemente, el precio ofertado será menor. Sin embargo, se propone acordar con ETESA, ASEP y SNE analizar el carácter obligatorio, o no, de cumplir con el perfil ofertado por parte del EL VENDEDOR.

7.2.4. Punto 44. Obligación de las Partes

El punto 44.1, incisos 1 y 2 dicen:

1. Deberá comprar las cantidades contratadas aun cuando no lo requiera para cubrir su demanda real.

2. Deberá pagar por el total de la energía horaria contratada.

Para el contrato propuesto de “Opción de Compra”, (43.1.2 Contrato unilateral de potencia Firme con energía asociada), las cantidades contratadas se definirán para cada hora en función de la diferencia entre el precio del contrato y el precio spot de la energía. Por lo cual, no se observa la necesidad de cambiar el punto 44.1, ya que persistirá la obligación de comprar las cantidades contratadas, las cuales serán definidas cada hora.

El punto 44.2, incisos 1 y 2 dicen:

1. EL VENDEDOR se obliga a vender a la Empresa de Distribución Eléctrica las cantidades contratadas a los precios acordados en el contrato;

2. EL VENDEDOR se obliga a suministrar las cantidades de energía contratadas, pudiendo cumplir este compromiso con generación propia o comprada de terceros, ya sea por contratos, en el Mercado Ocasional, en el MER o en cualquier otro mercado. Cuando EL VENDEDOR cumpla con su compromiso con generación comprada a terceros, los costos de compra estarán a cargo de EL VENDEDOR.

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De manera similar al caso anterior, no se observa la necesidad de cambiar el punto 44.2, ya que persistirá la obligación de vender las cantidades contratadas, las cuales serán definidas cada hora, para cada tipo de contrato.

7.2.5. Punto 45. Evaluación de la Propuesta Económica

El punto 45.1, incisos i, ii, iii y iv dice:

45.1 Metodología de Evaluación de la Propuesta Económica: Se compararán los valores de la potencia y/o la energía para cada una de las ofertas por toda la duración de las mismas. El cálculo del valor de la potencia y/o de la energía se realizará como se explica a continuación:

Determinación del Precio Evaluado. La adjudicación se realizará a la oferta o combinación de ofertas que resulte en el Menor Precio Evaluado, hasta cubrir las cantidades a contratar indicadas en este Pliego de Cargos, incluido el monto máximo a adjudicar para Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional, en caso de aplicar. Para el cálculo se aplicará, según el tipo de compra lo siguiente:

i. Compras de Potencia Firme solamente. Sera el resultado de dividir el valor actualizado

de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme, entre el valor actualizado de los

montos periódicos de la Potencia Firme ofertada. Para la evaluación del costo de la

potencia solo se considerará la indexación de las variaciones en el Cargo por Uso del

Sistema Principal de Transmisión, de acuerdo con lo establecido en el último Pliego

Tarifario de Transmisión aprobado.

ii. Compras de potencia y energía. Sera el resultado de dividir la suma de los valores

actualizados de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme y de la energía, entre

el valor actualizado de los montos periódicos de la energía. Para la evaluación del

costo de la potencia solo se considerará la indexación de las variaciones en el Cargo

por Uso del Sistema Principal de Transmisión, de acuerdo con lo establecido en el

último Pliego Tarifario de Transmisión aprobado. Para efectos de evaluación, la

energía asignada a cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme

ofertada, la metodología de cálculo de la Energía Asociada Requerida, establecida en

la Cláusula 43 de las IAP y los pronósticos de potencia y energía indicados en el

Documento de Licitación.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables solo se indexará en aquellas solicitudes para contrataciones de más de dos (2) años, siempre que dicha oferta sea a precio indexado, en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado Ocasional con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia. Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, si la oferta es a precio indexado, se considerará la indexación del componente de combustible en el costo de la misma, referido al pronóstico del precio del Crudo WTI, el cual se considerará como indicador que refleja la variación del precio de la energía independientemente de la fuente con que haya sido generada. El pronóstico del precio del Crudo WTI deberá ser solicitado por ETESA a la Secretaria Nacional de Energía (SNE), y debe estar disponible para los

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proponentes con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

iii. Compras de energía solamente. Sera el resultado de dividir el valor actualizado de la

serie de costos periódicos de la energía, entre el valor actualizado de los montos

periódicos de la energía ofertada. Para efectos de evaluación, la energía asignada a

cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme Equivalente ofertada, la

metodología de cálculo de la Energía Asociada Requerida, establecida en la Cláusula

43 de las IAP y los pronósticos de potencia y energía indicados en el Documento de

Licitación.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables solo se indexará en aquellas solicitudes para contrataciones de más de dos (2) años, siempre que dicha oferta sea a precio indexado, en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado Ocasional con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia. Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas. La evaluación considerara, adicional a lo anterior, las variaciones en el Cargo de Transmisión de acuerdo con lo establecido en el último Pliego Tarifario de Transmisión aprobado, en el caso de ofertas respaldadas con unidades de generación, ya sean estas a precio fijo o indexado, que pagan Cargos de Transmisión en base a un esquema distinto al de Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión. Es decir, en el caso de ofertas provenientes de unidades de generación cuyo pago de los cargos de transmisión no está asociado a la capacidad instalada.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, si la oferta es a precio indexado, la indexación del componente de combustible en el costo de la misma, referido al pronóstico del precio del Crudo WTI, el cual se considerará como indicador que refleja la variación del precio de la energía independientemente de la fuente con que haya sido generada. El pronóstico del precio del Crudo WTI deberá ser solicitado por ETESA a la Secretaria Nacional de Energía (SNE), y debe estar disponible para los proponentes con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

iv. Adjudicación. La adjudicación se realizará a la oferta o combinación de ofertas que

resulte en el Menor Precio Evaluado, hasta cubrir las cantidades a contratar indicadas

en este Documento de Licitación, considerando la restricción al monto máximo a

adjudicar a Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de

Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional, si aplica. En

caso de resultar igualdad en el Precio Evaluado para dos o más ofertas se seguirá el

procedimiento indicado en los DDL.

Se propone cambiarlos por lo siguiente:

45.1 Metodología de Evaluación de la Propuesta Económica: Se compararán los valores de la potencia y/o la energía para cada una de las ofertas por toda la duración de las mismas. El cálculo del valor de la potencia y/o de la energía se realizará como se explica a continuación:

Determinación del Costo Total Evaluado. La adjudicación se realizará a la oferta o combinación de ofertas que resulte en el Menor Costo Total Evaluado, hasta cubrir las cantidades a contratar

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indicadas en este Pliego de Cargos, incluido el monto máximo a adjudicar para Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional, en caso de aplicar. Para el cálculo se aplicará, según el tipo de compra, lo siguiente:

i. Compras de Potencia Firme solamente. Será la sumatoria de los valores actualizados

de la serie de costos periódicos de la Potencia Firme ofertada. Para la evaluación del



último Pliego Tarifario de Transmisión aprobado.

ii. Compras de potencia y energía. Será la sumatoria de los valores actualizados de la

serie de costos periódicos de la Potencia Firme y de la energía. Para la evaluación del



último Pliego Tarifario de Transmisión aprobado. Para efectos de evaluación, la

energía asignada a cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme

ofertada y la metodología de cálculo de la Energía Asociada Requerida, establecida

en la Cláusula 43 de las IAP.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables solo se indexará en aquellas solicitudes para contrataciones de más de dos (2) años, siempre que dicha oferta sea a precio indexado, en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado Ocasional con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia. Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades termoeléctricas, si la oferta es a precio indexado, se considerará la indexación del componente de combustible en el costo de la misma, referido al pronóstico del precio del Crudo WTI, el cual se considerará como indicador que refleja la variación del precio de la energía independientemente de la fuente con que haya sido generada. El pronóstico del precio del Crudo WTI deberá ser solicitado por ETESA a la Secretaria Nacional de Energía (SNE), y debe estar disponible para los proponentes con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas.

iii. Compras de energía solamente. Será la sumatoria del valor actualizado de la serie de

costos periódicos de la energía ofertada. Para efectos de evaluación, la energía

asignada a cada oferta se determinará con base en la Potencia Firme Equivalente

ofertada y la metodología de cálculo de la Energía Asociada Requerida, establecida en

la Cláusula 43 de las IAP.

Para la evaluación del costo de la energía en el caso de ofertas respaldadas con unidades hidráulicas, eólicas y otras tecnologías nuevas y renovables solo se indexará en aquellas solicitudes para contrataciones de más de dos (2) años, siempre que dicha oferta sea a precio indexado, en función de las variaciones que tenga la proyección del Costo del Mercado Ocasional con respecto al valor de referencia previo al Acto de Concurrencia. Con este objetivo se tomará como base la Proyección del Costo Marginal del Sistema que proyecte ETESA, utilizando los mismos criterios establecidos

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en el Plan de Expansión del SIN y como valor de referencia, el promedio del Costo Marginal en el mes anterior al Acto de Concurrencia. Este pronóstico deberá ser presentado por ETESA con al menos treinta (30) días calendario de antelación a la fecha del acto de recepción de ofertas. La evaluación considerara, adicional a lo anterior, las variaciones en el Cargo de Transmisión de acuerdo con lo establecido en el último Pliego Tarifario de Transmisión aprobado, en el caso de ofertas respaldadas con unidades de generación, ya sean estas a precio fijo o indexado, que pagan Cargos de Transmisión en base a un esquema distinto al de Cargos por Uso del Sistema Principal de Transmisión. Es decir, en el caso de ofertas provenientes de unidades de generación cuyo pago de los cargos de transmisión no está asociado a la capacidad instalada.

iv. Adjudicación. La adjudicación se realizará a la oferta o combinación de ofertas que

resulte en el Menor Costo Total Evaluado, hasta cubrir las cantidades a contratar

indicadas en este Documento de Licitación, considerando la restricción al monto

máximo a adjudicar a Agentes de Interconexión Internacional, Potenciales Agentes de

Interconexión Internacional y Agentes del Mercado Eléctrico Regional, si aplica.

7.2.6. Punto 52. Derecho de EL GESTOR a variar las cantidades en el momento de la adjudicación

El punto 52.1 dice:

52.1 Para la adjudicación del (los) Contrato(s), EL GESTOR podrá aumentar, hasta en un determinado porcentaje, los montos de potencia y/o energía especificados originalmente en la Subcláusula 42.1 de las IAP, siempre y cuando esta variación sea el resultado de la evaluación realizada de acuerdo con lo indicado en este documento, y no altere los precios u otros términos y condiciones de la Oferta. Este porcentaje será indicado en los DDL.

7.3. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección II – DDL

7.3.1. Punto IAP 42.1

El punto IAP 42.1 dice:

Los proponentes deberán ofertar [indicar sólo potencia, sólo energía o potencia y energía] en función de una Potencia Firme o Potencia Equivalente, según corresponda (…).

A partir de lo presentado en el punto 7.2.2, se propone modificar el punto anterior por el siguiente:

Los proponentes deberán ofertar [indicar a qué renglón -1, 2 y/o 3 – y con qué tipo de contrato -sólo potencia, sólo energía, potencia y energía con contrato bilateral y, potencia y energía con contrato unilateral-] en función de una Potencia Firme o Potencia Equivalente, según corresponda, como se presenta en la siguiente tabla:

N° DE RENGLÓN RENGLÓN TIPO DE CONTRATO

1 Sólo Energía • Sólo Energía;

2 Sólo

Potencia • Sólo Potencia;

3 Potencia con

Energía asociada

• Sólo Energía; • Sólo Potencia; • Potencia con Energía Asociada, con contrato unilateral; • Potencia con Energía Asociada, con contrato bilateral.

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7.3.2. Punto IAP 43.1


El periodo a aplicar para la DMG será [indicar si es anual o mensual].

La energía asociada para los nuevos contratos, no se determinará utilizando la DMG y se propone que siempre sea mensual. Por otro lado, para el punto IAP 43.1 es necesario saber el sub tipo de contrato. Consecuentemente se propone cambiar el punto anterior por el siguiente:

IAP 43.1: El periodo a aplicar para la determinación de la Energía Asociada Requerida será mensual.

7.3.3. Punto IAP 43.2


El periodo a aplicar para la DMG será [indicar si es anual o mensual].

La energía asociada para los nuevos contratos, no se determinará utilizando la DMG y se propone que siempre sea mensual. Por otro lado, para el punto IAP 43.2 es necesario saber el sub tipo de contrato. Consecuentemente se propone cambiar el punto anterior por el siguiente:

IAP 43.2: El periodo a aplicar para la determinación de la Energía Asociada Requerida será mensual.

7.3.4. IAP 45.1 (iv)


IAP 45.1. En caso de igualdad en el precio evaluado que no pueda resolverse a través de adjudicaciones parciales a los proponentes empatados, EL GESTOR solicitará a los respectivos proponentes que, por escrito, en el plazo de dos (2) días hábiles, formulen una mejora de precios. El silencio de algún proponente invitado a desempatar se entenderá como confirmatorio de su oferta original, procediéndose en consecuencia.

En caso de un segundo empate en el precio evaluado de dos (2) o más ofertas la asignación se hará por sorteo con el siguiente procedimiento [indicar el procedimiento.]

El algoritmo propuesto, evalúa las ofertas de modo tal de seleccionar la combinación de ellas que minimicen el costo total de abastecimiento, sujeto a cubrir la totalidad de energía y/o potencia de la licitación. En caso de que dos ofertas tengan idénticos precios, podría darse que el algoritmo seleccione a una de ellas, dejando la otra afuera o bien que adjudique más potencia a una que a la otra. Esto podría suceder para uno o más meses y para varias ofertas en una misma licitación. Se propone que el desempate se decida en forma automática dentro de la misma licitación. Para ello, frente a ofertas idénticas, podría darse prioridad a la oferta que se haya registrado primero. El punto quedaría así:

IAP 45.1. En caso de igualdad en el o los precios de energía y/o potencia de dos o más ofertas para uno o más meses, el algoritmo de evaluación dará prioridad a aquella oferta que se haya registrado antes.

7.4. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección III – CGC

7.4.1. Punto 1 Definiciones

Punto 1 inciso q) dice:

q) “Energía Asociada Requerida Contratada” es la energía objeto de este Contrato, a suministrar en los Puntos de Retiro de Energía. Corresponderá a un porcentaje de la Energía Medida el cual será indicado en las CEC.

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A partir de lo modificado en el punto 7.2.3 del presente informe, se propone cambiar por lo siguiente:

q) “Energía Asociada Requerida Contratada” es la energía objeto de este Contrato, a suministrar en los Puntos de Retiro de Energía. La metodología de cálculo se encuentra desarrollada en la IAP.43.

Además, se propone agregar la definición de Oferente Virtual.

Oferente Virtual: es un mecanismo utilizado por el modelo para:

Limitar la contratación a oferentes cuyos precios sean excesivos, fomentando la competencia;

Lograr la solución del algoritmo de adjudicación, para aquellos casos en los que el total de oferentes no cubra el total licitado;

ETESA definirá un precio de energía y/o potencia para el oferente virtual en cada licitación. La energía y/o potencia máxima del oferente virtual, será igual a la energía y/o potencia de la licitación.

7.5. Propuesta de cambios al Tomo II, Parte I, Sección IV – CEC

7.5.1. CGC 9.1(a)

El punto CGD 9.1 (a), dice:

La modalidad del suministro será de [indicar “Potencia” o “Potencia y Energía” o “Energía”].

Proponemos modificar el punto, como sigue:

La modalidad del suministro será de [indicar “Sólo Energía”, “Sólo Potencia”, “Potencia con Energía Asociada, con contrato unilateral”, o “Potencia con Energía Asociada, con contrato bilateral”].

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8. Anexo I – Manual de uso de la herramienta WEB

Se presenta a continuación, el manual de uso de la herramienta WEB. El objetivo del mismo, es permitir al usuario entender el funcionamiento del sistema.

8.1. Ingreso

Dentro del sitio web, se debe acceder con el usuario y contraseña asignado.

Cada usuario tendrá acceso a diferentes módulos dentro de la aplicación dependiendo del perfil que se le haya asignado.

8.2. Opciones de Menú

En la barra de la izquierda de la página de inicio, hay un panel que permite seleccionar diferentes opciones para el uso de la herramienta. A continuación, se muestra la barra para el perfil del tipo administrador (control total de la herramienta).

La función de cada uno de estos elementos es:

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Administración de Escenarios: o Escenarios: permite al usuario visualizar, modificar y/o clonar los escenarios existentes.

Administración de Usuarios: o Perfiles: Son atributos que se les otorgan a los diferentes usuarios dentro de la herramienta.

Por defecto, la aplicación tendrá tres perfiles: Perfil Administrador Programador: tendrá acceso a la totalidad de las funciones de la

herramienta; Perfil Administrador: tendrá la capacidad de administrar escenarios públicos y

administrar usuarios; Perfil Usuario: solo podrá administrar sus escenarios creados, los cuales serán

privados. o Grupo Económico: cada grupo económico estará registrado dentro de la herramienta y se le

asignará el perfil de usuario. Los usuarios cuyo perfil sea “Usuario”, pertenecerán a un determinado grupo económico. Los usuarios del mismo grupo económico, podrán administrar los escenarios creados por otro usuario del mismo grupo.

o Usuarios: En esta sección se podrán administrar los usuarios, que pueden acceder a la herramienta web.

Configuración Avanzada: es utilizado solo por los usuarios cuyo perfil sea “Administrador Programador”.

o Gráficos Generador: Sirve para administrar y modificar los gráficos que se pueden observar dentro de los escenarios cargados en la herramienta.

o Plugin: Sirve para administrar y modificar los modelos matemáticos que utilizará la herramienta.

o Tablas Licitación: Sirve para administrar y modificar las tablas mediante las cual el modelo importa y/o exporta la información.

8.3. Administración de Usuarios

8.3.1. Perfiles

En este punto se pueden administrar los perfiles para los diferentes grupos económicos y usuarios. Esta sección podrá ser solamente utilizada por usuarios con el perfil de Administrador.

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8.3.1.1. Crear Perfil

Para crear un nuevo Perfil, se debe hacer clic en el botón Agregar que se encuentra en la esquina superior derecha, como muestra la siguiente imagen:

Una vez seleccionada la opción de Agregar, se deben especificar los privilegios del Perfil deseado.

Nombre: se debe asignar un nombre al Perfil nuevo;

Accesos: Se deben marcar los puntos a los cuales tendrá acceso el usuario del perfil determinado.

Una vez especificadas las características del Perfil, el mismo debe ser guardado, para lo cual se deberá hacer clic en el botón de Guardar ubicado en la esquina superior derecha. Posteriormente se deberá confirmar que se desea crear o modificar el perfil.

Si se deseara descartar los cambios realizados, se deberá hacer clic en el botón Cancelar ubicado en el mismo lugar.

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8.3.1.2. Perfiles Creados

Una vez que ya fue creado al menos un Perfil, se presenta una lista con todos ellos identificados con Nombre y Estado (Activo o Desactivado). A la derecha de cada Perfil, se encuentran dos botones:

Editar, identificado con un lápiz.

Eliminar, identificado con un cesto.

Al Editar un Perfil, aparecerá el mismo formulario que cuando fue creado, pudiendo modificarse Nombre, y accesos permitidos. Una vez realizadas todas las modificaciones pertinentes, se deben Guardar los cambios.

8.3.1.3. Búsqueda Avanzada

La herramienta permite buscar un perfil particular, a partir del nombre del mismo y el estado.

8.3.2. Grupo Económico

El Grupo Económico es un elemento de la herramienta para representar a los diferentes grupos que darán uso de la herramienta y sirve para vincular los usuarios de un mismo grupo entre sí. Aquellos escenarios creados por un usuario, podrán ser vistos por los usuarios que pertenezcan al mismo grupo.

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8.3.2.1. Crear Grupo Económico

Para crear un nuevo Grupo Económico, se debe hacer clic en el botón Agregar, que se encuentra en la esquina superior derecha, como muestra la siguiente imagen:

Una vez seleccionada la opción de Agregar, se deben especificar los privilegios del Perfil deseado.

Nombre: se debe asignar un nombre al Grupo Económico nuevo;

Detalle: Permite agregar alguna descripción del Grupo Económico;

8.3.2.2. Grupo Económico creado

Una vez creados los Grupos Económicos, se presentará una lista con todos ellos identificados con su Nombre. A la derecha de cada uno, se encuentran dos botones:

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Al Editar un Grupo Económico, aparecerá el mismo formulario que cuando fue creado, pudiendo modificarse el Nombre y su detalle. Realizadas todas las modificaciones pertinentes, se deben Guardar los cambios.

8.3.2.3. Búsqueda avanzada

La herramienta permite buscar un Grupo Económico en particular, a partir del nombre del mismo.

8.3.3. Usuarios

En esta sección se crean Usuarios nuevos y se tiene acceso a los ya creados. Esta opción existe sólo para los usuarios identificados con el perfil de Administrador.

8.3.3.1. Crear Usuario

Para crear un nuevo Usuario, se debe hacer clic en el botón Agregar, que se encuentra a la derecha, como muestra la siguiente imagen.

Seleccionada la opción de Agregar, se deben especificar las características del Usuario:

Nombre: nombre del Usuario;

Apellido: apellido del Usuario;

Usuario: usuario con el que ingresará a la página web;

E-mail: e-mail válido, que servirá para administrar la clave;

Clave: clave con la que ingresará a la página web;

Perfil: seleccionar de la lista de perfiles creados anteriormente;

Grupo Económco: seleccionar de la lista de Grupos Económicos creados anteriormente;

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Una vez especificadas las características del Usuario, el mismo debe ser guardado para lo cual se debe hacer clic en el botón de Guardar que se encuentra arriba a la derecha.

8.3.3.2. Usuarios Creados

Una vez creado al menos un Usuario, se presentará una lista con los mismos, identificados con su Nombre, Apellido, Usuario, Grupo (Económico) y Estado (Activo o Desactivado).

A la derecha de cada Usuario se encuentran dos botones:



Al Editar un Usuario, aparecerá el mismo formulario que cuando fue creado, pudiendo modificarse su Nombre, Apellido, Usuario, E-mail, Clave, tipo de perfil y Grupo Económico. Realizadas las modificaciones, se deben guardar los cambios.

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La herramienta permite buscar un Usuario particular, a partir del Nombre, Apellido, Usuario, E-mail, Grupo (Económico) y el Estado.

8.4. Administración de Escenarios

8.4.1. Escenarios

En esta sección se permite administrar los escenarios de las licitaciones. La opción de Agregar Escenarios, genera escenarios públicos y se encuentra limitado para aquellos usuarios con perfiles de Administrador. El resto de los usuarios podrá clonar el escenario público creado por el administrador y luego editarlo.

8.4.1.1. Crear Escenarios

8.4.1.1.1. Crear Escenarios para Usuarios con perfil de Administrador

Para crear un nuevo Escenario público, se debe hacer clic en el botón Agregar que se encuentra a la derecha.

Luego se debe asignar un Nombre al mismo, el Plugin, que contiene el modelo matemático, y las Fechas de Inicio y Fin de la licitación.

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Una vez completada la información, se debe seleccionar Generar. El Escenario aparecerá en la lista de Escenarios en estado Edición. Para cada escenario se podrán realizar las siguientes acciones:

Clonar

Permite duplicar el Escenario;

Log de Eventos

Muestra la evolución del porceso en curso sobre el Escenario;

Ejecutar Modelo

Ejecuta el modelo;

Gráficos

Accede a los resultados del modelo;

Editar

Edita los supuestos del modelo;

Borrar

Borra el Escenario;

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8.4.1.1.2. Clonar Escenarios para Usuarios con perfil Usuario

Los usuarios con perfil Usuario podrán tener acceso a los Escenarios Públicos creados por el Administrador; podrán verlos y clonarlos pero no editarlos. Es decir, tendrán las siguientes opciones sobre los mismos:

Clonar

Permite duplicar el Escenario;

Gráficos

Accede a los resultados del modelo;

Para poder crear escenarios y luego editarlos, el usuario debe comenzar clonando el escenario público. Para ello, debe hacer clic en la opción de clonar, y aparecerá el siguiente formulario:

El nombre que le asigna la herramienta es: “Nombre del Escenario Público & CLON”, el cual puede ser modificado, mientras que el resto de las opciones no podrán ser cambiadas. Luego de esto, se debe hacer clic en Generar, y aceptar la opción de guardarlo:

El escenario clonado aparecerá en la lista con la opción de Editar, Correr o Eliminar. Solo podrá ser visto por otros usuarios pertenecientes al mismo Grupo Económico y su tipo de Privacidad será Privado:

8.4.1.2. Editar Escenarios

En esta sección se indica la manera de editar la información de entrada al modelo. Luego de entrar a la Edición mediante clic al botón Editar.

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Se abrirá el siguiente formulario:

Para editar la información del modelo, se debe Exportar los Datos de la Licitación. Posteriormente, se edita dicho archivo para luego Importarlo. Una vez realizado esto, el modelo puede ser ejecutado y posteriormente se podrán observar los resultados del mismo.

Entonces, para poder editar los datos de la licitación se deben realizar tres pasos:

1) Exportar: el archivo (Excel) con toda la información del escenario público, en la computadora local del usuario, mediante clic al botón Exportar.

2) Modificar: en el archivo de Excel descargado se podrán editar todas las columnas de todas las tablas, y luego guardar el archivo.

3) Importar: al hacer clic en el botón de Importar, se abre el Explorador de Windows, y se debe seleccionar el mismo archivo que fue descargado y modificado en el punto 1 y 2.


Dado que se pueden tener muchos Escenarios guardados, la herramienta permite buscar un Escenario particular, a partir del Nombre del mismo, la Base de Datos, el Estado y la privacidad.

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8.4.1.4. Tablas a Llenar en los escenarios

A continuación, se detalla cada una de las tablas utilizadas por el modelo de licitación.

8.4.1.4.1. Tabla Mensual de la Licitación

La tabla mensual de la licitación (Mod_LicitacionMes), contiene los datos para cada mes y es completada principalmente con información provista por ETESA. La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación se detalla cada uno de los campos.

*Nota: “ID_Mes” es un identificador de cada mes de la licitación. Ej. el mes diciembre del segundo año, tendrá el valor 24.

ID_

Me

s

Dia

s

Me

s

A

Po

ten

ciaL

icit

a

cio

n

Po

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tesI

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Ene

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Age

nte

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t

Po

ten

ciaA

dju

dic

adaO

V

1 31 1 2017 80 0 1 12,5 0,105 5 71 0

2 28 2 2017 100 0 1 12,5 0,105 5 71 0

3 31 3 2017 150 0 1 12,5 0,105 5 71 5,08

4 30 4 2017 170 0 1 12,5 0,105 5 71 15,89

5 31 5 2017 160 0 1 12,5 0,105 5 71 0

6 30 6 2017 120 0 1 12,5 0,105 5 71 0

7 31 7 2017 140 0 1 12,5 0,105 5 71 0

8 31 8 2017 150 0 1 12,5 0,105 5 71 0

9 30 9 2017 200 0 1 12,5 0,105 5 71 0

10 31 10 2017 190 0 1 12,5 0,105 5 71 0

11 30 11 2017 190 0 1 12,5 0,105 5 71 0

12 31 12 2017 180 0 1 12,5 0,105 5 71 0

Campo Tipo de Campo Descripción Posibles valores

ID_Mes Entero Número único que identifica al mes* 1-999

Días Entero Cantidad de días del ID_Mes 28-31

Mes Entero Número de mes calendario del ID_Mes 1…12

A Entero Número de año calendario ID_Mes AAAA

PotenciaLicitación Decimal Cantidad de potencia a l icitar para cada ID_Mes [MW].

PotenciaConEnergíaAsociada DecimalCantidad de potencia con energía asociada más potencia

equivalente a l icitar para cada ID_Mes [MW].

FactorContMax Decimal

Variable util izada por ETESA en caso que desee cambiar

la cantidad de potencia a l icitar, una vez que ya se

informó el perfil de la l icitación. Multiplica a

PotenciaLicitación

<=1.25

PrecioPotenciaOV Decimal Precio de la potencia del oferente virtual [USD/kW-mes].

PrecioEnergíaOV Decimal Precio de la energía del oferente virtual (USD/MWh].

PotenciaLimiteAgentesIntDecimal

Potencia máxima permitida para oferentes

internacionales en cada ID_Mes [MW]

EnergiaLimiteAgentesIntDecimal

Energía máxima permitida del día típico, para oferentes

internacionales en cada ID_Mes [MWh]

PotenciaAdjudicadaOV Decimal

Contiene el resultado del modelo, el cual indica para

cada ID_Mes la potencia cubierta por el ofertante virtual

[MW].

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8.4.1.4.2. Tabla del Perfil Horario de la Licitación

La tabla del Perfil Horario de la Licitación (Mod_LicitacionPerfil) contiene el perfil de la curva de la demanda para cada hora de un día típico de cada mes. La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación se detalla cada uno de los campos.

8.4.1.4.3. Tabla de Parámetros

La tabla de parámetros (Mod_Parametros) contiene los parámetros de la licitación, para correr el modelo.

La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación se detalla cada una de las variables.

ID_Mes ID_Hora Mes A PerfilPorcentual PerfilAsignadoOV

1 1 1 2017 0,41 -

1 2 1 2017 0,35 -

1 3 1 2017 0,29 -

1 4 1 2017 0,28 -

1 5 1 2017 0,26 -

1 6 1 2017 0,24 -

1 7 1 2017 0,27 -

1 8 1 2017 0,38 -

1 9 1 2017 0,59 -

1 10 1 2017 0,83 -

1 11 1 2017 0,98 -

Id_Parametro Descripcion Valor

1 Flexibilidad Contratación (1,2,3) 1


Id_Parametro EnteroNumero único de identificación del

parámetro

Descripción Caracter Descripción del parámetro

Valor Entero1: Todas Flexibles; 2: Todas No

Flexibles; 3: lo decide el oferente;

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8.4.1.4.4. Tabla General de los Oferentes

La tabla General de los Oferentes (Mod_Oferentes) contiene toda la información de los oferentes y es llenada principalmente con datos provistos por los mismos.

La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación se detalla cada uno de los campos.

ID_Oferente Nombre ID_Contrato Considerar ID_Nacionalidad ID_Tipo Flexibilidad

1 Urbalia Panamá, S.A. DCC 0 N H 1

2 Autoridad del Canal de Panamá OC 1 N H 1

3 Enel Fortuna, S.A. DCC 0 N H 1

4 Hidro Panamá, S.A. DCC 1 N H 1

5 Hidro Piedra, S.A. DCC 1 N H 1

6 Hidro Boquerón, S.A. DCC 1 N H 1

7 SoEnergy Panama, S. de R.L. DCC 0 N S 1

8 Valley Rise Investment Corp OC 1 N H 1

9 Alternegy, S.A. OC 1 N T 1

10 Pedregal Power Company S. de R.L. OC 1 N T 1

11 Fuerza Eléctrica del Istmo, S.A. DCC 0 N H 1

12 Hidroecológica del Teribe, S.A. SP 1 N E 1

13 Empresa Nacional de Energía, S.A. SP 1 N E 1

14 Urbalia Panamá, S.A. SP 1 N E 1

15 Paso Ancho Hydro Power Corporation SP 1 N E 1

16 Autoridad del Canal de Panamá SP 1 N E 1

17 Hidroecológica del Teribe, S.A. SE 1 N E 1

18 Empresa Nacional de Energía, S.A. SE 0 N E 1


ID_Oferente Entera Numero único que identifica al oferente 0-999

Nombre Caracter Nombre del oferente

ID_Contrato Caracter Tipo de contrato con el cual el oferente se presentara a la l icitación

Considerar EnteraParámetro util izado por ETESA en caso que decida descalificar un oferente por

incumplimiento de algún requisito de la l icitación 1: Si; 0: No;

ID_Nacionalidad Caracter Identifica si el oferente es nacional o internacionalN:Nacional;I:Inter

nacional

ID_Tipo CaracterInicial del tipo de tecnología de la central de generación (Hidráulica, Solar,

Eólico, Térmico, etc)H, S, E, T, Etc

Flexibilidad EnteraIndica si el oferente está dispuesto a ser adjudicado solo en un periodo y no en

el resto1: Si; 0: No;

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8.4.1.4.5. Tabla Mensual de los Oferentes

La tabla mensual de los oferentes (Mod_OferenteMes) contiene los datos detallados de la oferta presentada por cada oferente, para cada mes de la licitación. La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación, se detalla cada uno de los campos.

ID_

Ofe

ren

te

ID_

Me

s

Me

s

A

Po

ten

ciaM

ax

Po

ten

ciaM

in

Pre

cio

Po

ten

cia

Pre

cio

Ene

rgia

Po

ten

ciaA

dju

dic

ada

Ene

rgia

Asi

gnad

a

Co

sto

Po

ten

cia

Co

sto

Ene

rgia

ID_

Co

ntr

ato

1 1 1 2017 10.1 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 2 2 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 3 3 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 4 4 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 5 5 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 6 6 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 7 7 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 8 8 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 9 9 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 10 10 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 11 11 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

1 12 12 2017 10 5 8 50 0 0 0 0 DCC

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8.4.1.4.6. Tabla del Perfil Horario de los Oferentes

La tabla del Perfil Horario de los Oferentes (Mod_OferentePerfil) contiene el perfil ofertado por el oferente, para cada hora de un día típico de cada mes. La siguiente imagen muestra un ejemplo de la tabla y a continuación se detalla cada uno de los campos.

ID_Oferente ID_Mes Mes A ID_Hora PerfilPorcentual PerfilAsignado ID_Contrato

1 1 1 2017 1 0,41 - DCC

1 1 1 2017 2 0,35 - DCC

1 1 1 2017 3 0,29 - DCC

1 1 1 2017 4 0,28 - DCC

1 1 1 2017 5 0,26 - DCC

1 1 1 2017 6 0,24 - DCC

1 1 1 2017 7 0,27 - DCC

1 1 1 2017 8 0,38 - DCC

1 1 1 2017 9 0,59 - DCC

1 1 1 2017 10 0,83 - DCC

1 1 1 2017 11 0,98 - DCC


ID_Oferente Entero Numero único que identifica al oferente 1…999

ID_Mes Entero Numero único que identifica el mes 1…999

Mes Entero Número de mes calendario del ID_Mes 1…12

A Entero Número de año calendario ID_Mes AAAA

ID_Hora Entero Hora para el cual se definirá el perfil 1…24

PerfilPorcentual DecimalFactor que multiplica a la Potencia Adjudicada de cada mes, para

indicar el perfil hora a hora, de cada oferente(%)

PerfilAsigado Decimal

Es una variable completada por el modelo una vez corrido, la

cual indica para cada ID_Mes, para cada día típico y para cada

hora, cuál fue la energía asignada por cada oferente [MWh]

ID_Contrato CarácterTipo de contrato ofertado por el oferente, completado

automáticamente.SE,SP,DCC,OC

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8.4.1.4.7. Visualizar Escenarios

Este punto permite ver los resultados de los Escenarios creados y corridos. Se debe hacer clic en el ícono de Gráficos.

Para observar los gráficos se debe seleccionar:

Tipo de Gráfico: o Potencia:

Potencia total por tipo de contrato; Potencia por oferente y contrato;

o Energía: Total por tipo de contrato; Por oferente y contrato; Asociada a la potencia;

o Resultados: Tabla Resultado;

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Al hacer clic en el botón Filtros ubicado a la derecha, se ocultarán los filtros y se observará sólo el gráfico generado.

Además, en el punto de selección de las características de cada uno de los gráficos, se puede exportar en un documento de Excel toda la información contenida en las tablas para realizar los gráficos.

8.4.1.4.8. Gráficos de Potencia

Potencia total por tipo de contrato

Este gráfico muestra la potencia total adjudicada por Tipo de Contrato (OC: “Opción de Compra”, DCC: “Diferencia de Curva de Carga” y SP: “Sólo Potencia”), identificados con distintos colores. Además se observa en color gris la potencia adjudicada al Oferente Virtual y en línea de puntos la Potencia de la Licitación. El gráfico puede ser filtrado a partir de la fecha Desde y fecha Hasta.

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Potencia por Oferente y Contrato

Este gráfico muestra la potencia total adjudicada por tipo de contrato y por oferente. Además se observa en línea, la potencia máxima y mínima, distinguidas en color rojo. El gráfico puede ser filtrado a partir de la fecha Desde y fecha Hasta y por el Nombre del oferente.

Los siguientes gráficos, muestran los resultados de algún oferente en particular.

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8.4.1.4.9. Gráficos de Energía

Este gráfico muestra la energía total adjudicada por tipo de contrato. Además se observa en línea negra, la energía de la licitación. El gráfico puede ser filtrado a partir de la fecha Desde y fecha Hasta.

Energía Total por Tipo de Contrato

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Energía por Oferente y Contrato

Este gráfico muestra la energía total adjudicada por tipo de contrato y por oferente. Además se observa en línea negra, la energía de la licitación. El gráfico puede ser filtrado a partir de la fecha Desde, fecha Hasta, y por Nombre.

Energía asociada a la potencia

Este gráfico muestra la energía total adjudicada por tipo de contrato y por oferente junto con la potencia adjudicada. El gráfico puede ser filtrado a partir de la fecha Desde, fecha Hasta, por Tipo de Contrato y por Nombre del oferente.

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8.4.1.4.10. Resultados

Tabla Resultado

…

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8.4.2. Configuración Avanzada

A continuación, se presenta la configuración avanzada de la herramienta. Solamente estará habilitada para usuarios con perfil Administrador Programador. Dentro de esta sección, usuarios experimentados en el uso de la herramienta, podrán realizar cambios sobre la misma.

8.4.2.1. Gráficos Generador

Dentro de este módulo se pueden administrar los Tipos de Gráficos de la herramienta.

8.4.2.1.1. Crear Gráficos

Para crear un nuevo Gráfico, se debe hacer clic en el botón Agregar que se encuentra a la derecha.

Luego se deben especificar las características del Gráfico:

Nombre;

Tipo: o Potencia; o Energía; o Resultados;

Folder;

Descripción;

Template;

Script;

CodeSharp;

Finalmente el gráfico generado debe ser guardado mediante el botón de Guardar, que se encuentra arriba a la derecha.

8.4.2.1.2. Editar Tipos de Gráficos

La herramienta trae tipos de gráficos ya generados, que son los que se pueden observar en los resultados del modelo. A la derecha de cada gráfico, identificado con Nombre, Folder, Tipo, Tipo Selección, Descripción y Estado, existen dos botones:

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Al editar un Gráfico, aparece la misma plataforma que cuando fue creado, pudiendo modificar Nombre, Tipo, Folder, Descripción, Template, Script y CodeSharp. Una vez realizadas todas las modificaciones pertinentes, se deben guardar los cambios.

8.4.2.1.3. Búsqueda Avanzada

La herramienta permite buscar un Gráfico en particular, a partir del Nombre, Folder, Descripción, Tipo y el Estado.

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8.4.3. Plugins

Permite administrar los Plugin que serán utilizados para la ejecución del modelo.

8.4.3.1. Crear Plugins

Dentro de cada Plugin se encuentran las librerías que contienen el modelo matemático de la licitación. Si en licitaciones futuras surge la necesidad de modificar el modelo matemático, esto mismo podrá ser realizado mediante la creación de un nuevo Plugin. Para crear un nuevo Plugin, se debe hacer clic en el botón Agregar, que se encuentra arriba a la derecha.

Luego se debe especificar las características del Plugin:

Nombre;

Nombre de archivo: seleccionar un archivo con el modelo matemático dentro de un archivo zip;

Finalizado esto, el Plugin generado debe ser guardado mediante el botón de Guardar, botón que se encuentra a la derecha. Futuras creaciones de escenarios, tendrán la alternativa de seleccionar este plugin para ejecutar el modelo.

8.4.3.2. Editar Plugins

Una vez que ya fue creado al menos un Plugins, se presentará una lista con ellos, identificados con su Nombre, Folder y Estado (Activo o Desactivado).

A la derecha de cada Plugin existen dos botones:



Al editar un Plugin, aparecerá el mismo formulario que cuando fue creado, pudiendo modificarse su Nombre, cambiar el plugin y su Estado. Realizadas todas las modificaciones pertinentes, se deben guardar los cambios.

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La herramienta permite buscar un Plugin particular, a partir del Nombre y el Estado.

8.4.4. Tablas de la Licitación

Permite agregar o modificar las tablas de la licitación.

8.4.4.1. Crear Tabla

Para crear una nueva tabla, se debe hacer clic en el botón “Agregar”, que se encuentra a la derecha, como muestra la siguiente imagen.

Luego se deben especificar las características de la tabla de la licitación:

Nombre;

Tabla;

Descripción;

La tabla de licitación generada debe ser guardada mediante el botón Guardar.

8.4.4.2. Tablas Creadas

La herramienta trae 7 tablas de licitación ya generadas, que son las que se deben completar para cada escenario. A la derecha de cada tabla, identificada con Nombre, Tabla y Estado, existen dos botones:

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Al editar una tabla de licitación, aparece la misma plataforma que cuando fue creada, pudiendo modificar Nombre, Tabla y Descripción. Una vez realizadas todas las modificaciones pertinentes, se deben guardar los cambios.


La herramienta permite buscar una tabla particular, a partir del Nombre y el Estado.

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8.5. Modelo matemático

El algoritmo de evaluación económica utiliza programación mixta. La misma consiste en minimizar o maximizar una función objetivo, sujeta a cumplir una serie de restricciones. Se denomina programación mixta debido a que contiene variables lineales y enteras. Mediante esta programación, lo que se busca es obtener el resultado mínimo o máximo de una función objetivo, cumpliendo ese grupo de restricciones.

La función objetivo será la minimización de los costos de abastecimiento de energía y potencia, mientras que las restricciones serán abastecer el perfil de la demanda con la energía de los contratos y abastecer el total de potencia con la potencia de los contratos.

8.5.1.1. Definiciones

8.5.1.1.1. Tipos de contrato

Existirán cuatro tipos de contratos diferentes que, mediante la utilización de la programación mixta, competirán entre sí.

• Sólo Energía;

• Sólo Potencia;

• Potencia con Energía Asociada, con contrato unilateral;

• Potencia con Energía Asociada, con contrato bilateral.

8.5.1.2. Oferente Virtual

Oferente Virtual: es un mecanismo utilizado por el modelo para:

Limitar la contratación a oferentes cuyos precios sean excesivos, fomentando la competencia;

Lograr la solución del algoritmo de adjudicación, para aquellos casos en los que el total de oferentes no cubra el total licitado;

8.5.1.3. Función Objetivo

La función objetivo del modelo de programación mixta, será minimizar el costo de compra de energía y potencia de los oferentes seleccionados óptimos, más el costo de compra de energía y potencia al oferente virtual. La ecuación es la siguiente:

𝑴𝒊𝒏𝒊𝒎𝒊𝒛𝒂𝒓:

∑ ∑(𝑃𝑜,𝑚 × 𝑃𝑃𝑜,𝑚)

𝑂

𝑜

𝑀

𝑚

+ ∑ ∑ ∑(𝐸𝑜,𝑚,ℎ × 𝑃𝐸𝑜,𝑚 × 𝐷𝑚)

𝑂

𝑜

𝐻

ℎ

𝑀

𝑚

+

∑(𝑃𝑂𝑉𝑚 × 𝑃𝑃𝑂𝑉𝑚)

𝑀

𝑚

+ ∑ ∑(𝐸𝑂𝑉𝑚,ℎ × 𝑃𝐸𝑂𝑉𝑚 × 𝐷𝑚)

𝐻

ℎ

𝑀

𝑚

Donde:

o m: Es el total de meses de la licitación; o o: Es el total de oferentes; o h: son las 24 horas de cada perfil; o 𝑷𝒐,𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente “o” para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [kW].; o 𝑷𝑷𝒐,𝒎: Es el precio de la potencia del oferente “o” para el mes “m”. Varía de acuerdo con la

indexación y al factor de actualización. Es un dato para el modelo, expresado en [USD/kW-mes];

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o 𝑬𝒐,𝒎,𝒉: Es la energía resultado del oferente “o” para el mes “m” y la hora “h”. Para los contratos del

tipo “Diferencia de Curva de Carga”, será la energía adjudicada, para los demás contratos, será solo una estimación de la energía que podría ser comprada durante la vigencia del contrato. Es una variable del modelo, expresada en [kWh];

o 𝑷𝑬𝒐,𝒎: Es el precio de la energía del oferente “o” para el mes “m”. Varía de acuerdo con la indexación

y al factor de actualización. Es un dato para el modelo, expresado en [USD/kWh]; o 𝑫𝒎: Son los días del mes “m”. Es un dato para el modelo, expresado en [#]; o 𝑷𝑶𝑽𝒎: Es la potencia adjudicada al oferente virtual para el mes “m”. Es una variable del modelo,

expresada en [KW]; o 𝑷𝑷𝑶𝑽𝒎: Es el precio de la potencia del oferente virtual para el mes “m”. Es un dato para el modelo,

expresado en [USD/kW-mes];

El modelo asignará valores a las variables de potencia (P), energía (E), potencia del oferente virtual (POV) y energía del oferente virtual (EOV) con el fin de minimizar la función objetivo.

Dichas variables se definen como variables reales positivas, es decir que no pueden tomar valores negativos. Entonces, de no existir restricciones sobre dichas variables, el modelo le asignaría valores de cero y el costo total resultante será cero.

Sin embargo, existen ciertas restricciones que deben cumplirse, que obligarán al modelo a asignar valores a dichas variables y consecuentemente el costo total actualizado tendrá un valor superior a cero, pero el mínimo posible.

Las restricciones pueden dividirse en dos grupos:

Restricciones sobre las variables de potencia; o Debe cumplirse que, para cada mes del periodo de licitación, la suma de potencias de los

oferentes adjudicados más la potencia que se adjudique al oferente virtual, debe ser igual a la potencia licitada mensual.

o Se debe cumplir que, para cada mes del periodo de licitación, la suma de potencias adjudicadas a los oferentes con alguna característica particular, más la potencia que se adjudique al oferente virtual, debe ser menor o igual al límite máximo de contratación con dicha característica.

Restricciones sobre las variables de energía; o Debe cumplirse que, para cada mes del periodo de licitación y para cada hora, la suma de

energía de los oferentes adjudicados más la energía que se adjudique al oferente virtual, debe ser igual a la energía del perfil típico mensual.

o Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con contrato “solo energía”, la variable de energía debe ser igual al perfil porcentual de generación ofertado, multiplicado por una potencia equivalente.

o Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con contrato “diferencia de curva de carga”, la variable de energía debe ser igual al perfil porcentual de generación ofertado, multiplicado por la potencia adjudicada.

Se debe cumplir que para cada mes y para cada hora, y para cada oferente con contrato “Opción de compra”, la variable de energía debe ser menor o igual a la potencia adjudicada.

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9. Anexo II – Generación del Template del modelo – Optime Tool

9.1. Introducción

Para poder ejecutar los escenarios de las licitaciones, se precisa de una cantidad específica de tablas con información de cada oferente y de la licitación. Para facilitar esta carga de información, se utiliza una aplicación mediante la cual se lee la información de varios archivos Excel (plantillas de oferente y licitación) y se genera el Template del modelo con el formato adecuado para que luego mediante la aplicación WEB dicho Template sea leído y se pueda correr el modelo matemático.

Además, la aplicación permite generar el Template base del Oferente y de la Licitación de manera sencilla, por lo que el usuario necesitará de esta herramienta para generar todo el material necesario para correr la licitación.

9.2. Generación template Oferente y Licitación

Se recomienda crear una nueva carpeta en algún lugar de su computadora donde luego dispondrá todos los archivos necesarios para correr el modelo.

Para generar el Template del Oferente y de la Licitación debe presionar el botón Examinar al costado de la barra de direcciones y seleccionar donde quiere que sea el destino de los archivos que generará.

Otra alternativa para realizar esto es pegar directamente en la barra de direcciones, la dirección de la carpeta a utilizar, luego presionar Examinar y seguido a esto aceptar. Una vez realizado esto, la herramienta muestra los archivos encontrados en la carpeta (sólo aquellos archivos cuyos nombres sean Oferente – 00x, o Datos Licitación).

Una vez seleccionado el directorio, escriba con cuatro digitos el año de incio y de fin de la licitación. A continuación, se puede observar un ejemplo:

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Una vez realizado esto, se habilitará el boton de Generar Template Oferente y Licitacion, como se muestra a continuación:

Al presionar el botón, debe esperar que la herramienta indique que ha finalizado de crear los documentos. Luego podrá encontrar en el directorio seleccionado anteriormente los siguientes archivos:

Deberá renombrar el archivo “Template Datos Licitacion.xlsx” por “Datos Licitación.xlsx” y completarlo como se indicará en la sección 9.3.2. Posteriormente, debe renombrar el archivo “Template Oferente.xlsx” por “Oferente - nombre del oferente o número de oferente.xlsx” y copiarlo y pegarlo en la misma carpeta, según la cantidad de oferentes que se desee introducir al modelo. Una vez realizado esto, se debe completar los archivos según se indica en la sección 9.3.1.

Finalmente, presionar el botón Generar Template Modelo y aguarde a que la herramienta le avise que finalizó de generar el archivo que utilizará para correr el modelo, utilizando la herramienta web.

El archivo generado es el siguiente:

En caso de que ya tenga previamente los archivos de oferentes y licitación, o modifique alguno de los archivos de licitación y/u oferente, solamente deberá apretar el botón de Generar Template Modelo y se actualizarán los cambios en el archivo “BD – Licitacion.xlsx”.

Si en la carpeta seleccionada existe un archivo BD – Licitacion.xlsx, la herramienta reemplazará ese archivo con el nuevo que genere.

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9.3. Archivos de la Aplicación

9.3.1. Tablas de Licitación de cada Oferente: “Oferente – 001”

9.3.1.1. Datos Oferentes

La tabla “DatosOferentes”, se debe completar de la siguiente forma:

Nota: se deben respetar las mayúsculas.

9.3.1.2. Potencia Máxima

Se debe ingresar para cada mes, y cada año cuál es la potencia máxima ofertada, en [MW]. La tabla es la siguiente:

9.3.1.3. Potencia Mínima

Se debe ingresar para cada mes, y cada año cuál es la potencia mínima ofertada, en [MW]. La tabla es la siguiente:

9.3.1.4. Precio de la Potencia

Se debe ingresar para cada mes, y cada año cuál es el precio de la potencia ofertada, en [USD/kW-mes]. La tabla es la siguiente:

El precio indicado para cada mes, debe contemplar el factor de actualización y el factor de indexación de acuerdo a las reglas de compra.

Nombre ID_Contrato ID_Nacionalidad ID_Tipo Flexibilidad Considerar

DCC: Diferencia de Curva

de Carga;N: Nacional; H: Hidráulico; 1: Flexible;

OC: Opción de Compra; I: Internacional T: Térmico; 0: No flexible

SP: Solo Potencia; S: Solar;

SE: Solo Energía. E: Eólico

Nombre del

oferente

Debe ir 1 si la

oferta será

considerada.

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2018 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2019 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2020 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2021 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2022 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

2023 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2018 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2019 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2020 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2021 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2022 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

2023 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00 12.00

2018 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40 11.40

2019 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83 10.83

2020 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29 10.29

2021 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77 9.77

2022 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29 9.29

2023 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82 8.82

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9.3.1.5. Precio de la Energía

Se debe ingresar para cada mes, y cada año cuál es el precio de la energía ofertada, en [USD/kWh]. La tabla es la siguiente:


9.3.1.6. Perfil Porcentual

Finalmente, existen 12 pestañas, enumeradas del 1 al 12, que permite asignar para cada hora del día, en cada año, cuál será el perfil del oferente en términos porcentuales [%]. De esta manera, la tabla a llenar en cada una de las pestañas de Excel es como la siguiente:

9.3.2. Datos Licitación

9.3.2.1. Potencia Licitación

El Gestor debe completar la tabla “PotenciaLicitada”, para cada mes y cada año en [MW]:

La potencia indicada aquí, debe ser abastecida por contratos del tipo Sólo Potencia (SP), Opción de Compra (OC) y Diferencia de Curva de Carga (DCC).

9.3.2.2. Potencia con Energía asociada de la Licitación

El Gestor debe completar la tabla “PotenciaConEnergiaAsociada”, para cada mes y cada año en [MW]:

La potencia indicada aquí sirve para construir los perfiles de energía para cada mes. Dichos perfiles deben ser abastecidos por contratos del tipo Sólo Energía (SE), Opción de Compra (OC) y Diferencia de Curva de Carga (DCC).

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06

2018 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06 0.06

2019 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

2020 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

2021 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

2022 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

2023 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04 0.04

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

2017 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2018 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2019 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2020 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2021 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2022 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

2023 40% 40% 40% 40% 40% 70% 70% 70% 70% 70% 80% 100% 80% 70% 70% 70% 70% 100% 100% 100% 100% 70% 70% 70%

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

2018 300 300 300 300 300 300 350 350 350 350 350 350

2019 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350

2020 350 350 350 350 350 400 400 400 400 400 400 400

2021 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

2022 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

2023 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300 300

2018 300 300 300 300 300 300 350 350 350 350 350 350

2019 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350 350

2020 350 350 350 350 350 400 400 400 400 400 400 400

2021 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

2022 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

2023 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400

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9.3.2.3. Precio Potencia Oferente Virtual

El Gestor debe completar la tabla “PrecioPotenciaOferenteVirtual” con el precio de la potencia a asignar para el oferente virtual, para cada mes y cada año de la licitación, en [USD/kW-mes].


9.3.2.4. Precio Energía Oferente Virtual

El Gestor debe completar la tabla “PrecioEnergiaOferenteVirtual” con el precio de la energía a asignar para el oferente virtual, para cada mes y cada año de la licitación, en [USD/kWh].


9.3.2.5. Potencia Límite a adjudicar a los Agentes de Interconexión Internacionales

El Gestor, debe completar la tabla “PotenciaLimiteAgentesInt” con la potencia máxima a adjudicar a los agentes de interconexión internacionales, para cada mes y cada año de la licitación, en [MW].

9.3.2.6. Energía Límite a adjudicar a los Agentes de Interconexión Internacionales

El Gestor, debe completar la tabla “EnergiaLimiteAgentesInt” con la energía máxima del día típico a adjudicar a los agentes de interconexión internacionales, para cada mes y cada año de la licitación, en [MWh].

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00 15.00

2018 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25 14.25

2019 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54 13.54

2020 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86 12.86

2021 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22 12.22

2022 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61 11.61

2023 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03 11.03

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00 80.00

2018 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00 76.00

2019 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20 72.20

2020 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59 68.59

2021 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16 65.16

2022 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90 61.90

2023 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81 58.81

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2018 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2019 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2020 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2021 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2022 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

2023 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00 50.00

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2018 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2019 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2020 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2021 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2022 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

2023 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708 708

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9.3.2.7. Factor de Contratación Máxima

El Gestor, debe completar la tabla “FactorContMaxima” con el factor de contratación máximo para cada mes de cada año.

9.3.2.8. Días

El Gestor debe completar la tabla “Dias” con la cantidad de días que tiene cada uno de los meses, de cada año de la licitación.

9.3.2.9. Parámetros

El Gestor, debe indicar la flexibilidad de la oferta dentro de la tabla “mod_parametros”.

9.3.2.10. Perfil Porcentual

Finalmente, existen 12 pestañas, enumeradas del 1 al 12, que permite asignar para cada hora del día, en cada año, cuál es el perfil del Oferente Virtual, en [%].

De esta manera, la tabla a llenar en cada una de las pestañas de Excel es como la siguiente:

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2018 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2019 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2020 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2021 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2022 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

2023 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Año 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2017 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2018 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2019 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2020 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2021 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2022 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

2023 31 28 31 30 31 30 31 31 30 31 30 31

ID_Partametro Descripción Valor

Número Único que

identifica al parámetroDescripción del parámetro:

Flexibilidad Contratación

0: Todas No Flexibles;

1: Todas Flexibles;

2: Lo decide el oferente;

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

2017 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2018 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2019 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2020 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2021 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2022 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

2023 41% 35% 29% 28% 26% 24% 27% 38% 59% 83% 98% 100% 94% 87% 78% 68% 61% 61% 69% 77% 71% 60% 52% 44%

software de evaluaciÓn de compras de energÍa y …

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