Propuesta de un
Mercado de
Potencia Firme
Lima
Febrero de 2015
Contenido
 Objetivos y Diagnóstico
 Propuesta
 El Mercado de Potencia Firme
Objetivos y Diagnóstico
Los Objetivos Generales
reforzar los mecanismos regulatorios para implementar efectivamente
los planes de desarrollo energético y garantizar en particular la
provisión de electricidad oportuna y confiable, para lo cual se
deberán elaborar propuestas de mejora a los procedimientos y los
modelos de contrato que regulan las licitaciones para promover
nueva generación, así como los procedimientos de reconocimiento
y pago de potencia firme
El enfoque de la Confiabilidad Regulada
 Definir la cantidad de potencia “confiable” (firme) del sistema necesaria
para asegurar el “abastecimiento confiable” del sistema. O sea demanda
máxima a abastecer + margen de reserva
 Definir el aporte de cada generador a la confiabilidad (potencia y/o
energía firme)
 y:
 Establecer una obligación de la demanda de estar cubierta por potencia
firme, ya sea en contratos bilaterales y/o licitaciones centralizadas y/o
mercados capacidad,
y
 Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como
estímulo a las inversiones, la disponibilidad y en consecuencia
posibilitando los objetivos de confiabilidad del sistema.
Diagnostico de Problemática
Riesgos Económicos a la Inversión en
Generación
Multiplicidad de Mecanismos para
nueva Generación
Riesgos a la inversión debido a no
predictibilidad de precios.
• Pago insuficiente para garantizar
desarrollo de proyectos y retrasos.
• Riesgos de corte de suministro a
grandes usuarios
Diversos contratos y obligaciones
contraídas por el Estado que no
aseguran la entrega de capacidad por
tener diferentes regímenes de
obligaciones y remuneración
• Por ejemplo: Reserva Fría, Nodo
Energético, Hidroeléctricas, otros
•
•
La forma de cálculo de la Potencia
Firme no asegura la confiabilidad
•
•
Actualmente el cálculo de la potencia
firme no garantiza la entrega ante
requerimientos del sistema.
No se tiene confiabilidad en el sistema
ante eventos de emergencia.
Precios de potencia calculado
Administrativamente
•
•
La metodología de cálculo del precio
de la potencia es administrativa y no
podría reflejar precios de mercado.
Costo Marginal del mercado de corto
plazo intervenido.
Situación Prevista
Los Mercados de Capacidad
Los Mecanismos de Pago de Capacidad
 Existe una extendida discusión sobre la aptitud de los mercados sólo de
energía para atraer suficientes inversiones como para asegurar la
confiabilidad del servicio.
 Como prevención y a fin de asegurar la confiabilidad se han desarrollado
los mecanismos de capacidad que tienen como objetivo incentivar la
entrada de generación y la disponibilidad de las unidades existentes, y d
esa forma obtener un sistema que permita cubrir la máxima demanda a
largo plazo con un grado adecuado de confiabilidad:
 Los mecanismos utilizados hasta ahora a nivel mundial son:
 Pagos administrativos a la capacidad (Perú, Chile, Argentina, Guatemala,
España..)
 Mercados de capacidad: Pools de USA, Rusia, panamá, en desarrollo en
varios países de a EU
 Mercados de opciones de capacidad: New England ISO, Colombia
Funcionamiento de los Mercados de
Capacidad
 Se determina la cantidad de capacidad (o de Potencia Firme) necesaria
para asegurar la confiabilidad
 Se identifican los consumidores que deben obtener esa capacidad
 Se establecen los mecanismos con los cuales los consumidores “obligados”
pueden cubrir los requerimientos de capacidad:
 Contratos bilaterales con generadores calificados
 Autogeneración
 Compras en un mercado de capacidad
 Demanda interrumpible
 Se organizan subastas en las cuales los consumidores obligados compran
la capacidad no cubierta a través de otros mecanismos
 Los generadores seleccionados en la subasta deben asegurar su
disponibilidad para operar a requerimientos del OS
Ejemplo: PJM
 El requerimiento de capacidad es fijado por PJM como OS con 4 años de
antelación.
 Éste se realiza en base zonal, para la demanda pico del sistema mas un margen
de reserva (MR) instalada
 El MR que considera con el objetivo de una probabilidad de pérdida de carga
(LOLE) de 1 día cada 10 años.
 La capacidad que cada recurso de generación puede ofrecer en el mercado de
capacidad se denomina Unforced Capacity (UCAP), la cual es la capacidad
disponible de dicha unidad multiplicada por un factor de disponibilidad
 Las empresas suministradoras de electricidad (LSEs) están obligadas a cubrir sus
requerimientos de capacidad iguales a su demanda máxima mas el margen de
reserva y a tres años vista a través de:
 Generación propia
 Contratos bilaterales con generadores calificados
 En el mercado de capacidad
Ejemplo PJM
 El OS identifica los requerimientos de capacidad en representación de las
LSEs, y presenta estos requerimientos en las subastas de capacidad. Es
decir el OS centraliza los requerimientos de capacidad no atendidos por
otros canales.
 La oferta en las subastas de capacidad son efectuadas por:
 Generadores existentes o nuevos con UCAP no comprometida en
contratos
 Generación renovable, con UCAP calculada en base a su producción
media en los momentos picos del sistema
 Demanda interrumpible
 Proyectos de eficiencia energética que reduzcan la demanda
 Capacidad de transmisión entre zonas
 Generadores fuera del área de PJM que sean calificados
Ejemplo PJM – La subasta
 La primer subasta se realiza con 3 años de anticipación al período de
provisión.
 Existe una curva de demanda “flexible”, que al cortarse con la curva de
oferta fija el precio.
Curva de demanda
Flexible
USD/MW-año
1.x% veces el costo anual
de una unidad de punta
Costo annual de una
unidad de punta
Curva de
Oferta
Requerimiento de
PF
1+y% del requerimiento
de PF
 La adjudicación es por un año para la generación existente, pero puede ser
de hasta 5 años para la nueva, dado que esta permita una reducción de
costos del sistema
Casación del Mercado en PJM
Casos con y sin oferta suficiente
Ejemplo PJM – Otras características
 Se prevén tres subastas residuales (de ajuste) para diferencias que surjan
en el período de tres años en: proyecciones de demanda, cambios en la PF
de unidades, atrasos en la construcción de nuevas centrales, etc.
 El CONE se base en el costo anual de una turbina de combustión de
referencia (capital + O&M), descontando los ingresos por provisión de
servicios auxiliares y por venta de electricidad en el mercado.
 PJM realiza un contrato con los recursos adjudicados que le da el derecho
a utilizarlos cuando lo requiera la seguridad del sistema.
 Un régimen de penalidades incentiva la disponibilidad, especialmente en
los momentos críticos para el sistema
 Los pagos a los generadores se socializan.
 La remuneración obtenida por el mercado de capacidad es ajustada de
acuerdo a indicadores de desempeño: (1) el recurso de generación ha
cumplido con su obligación diaria de capacidad, (2) disponibilidad en
período de punta .
Propuesta
Los Principios de la Estrategia
 Definición del estándar de confiabilidad (LOLE/LOLP) por la autoridad
responsable y asociarlo al cálculo del Margen de Reserva (MR).
 Definición adecuada del concepto de Potencia Firme (PF):
 Contribución efectiva de cada unidad a la confiabilidad global del sistema,
 Ligada tanto a la disponibilidad electromecánica de cada unidad como a la
disponibilidad del recurso primario usado para la generación
 Evaluación centralizada de la necesidad de PF para asegurar el suministro
con el estándar de disponibilidad fijado por la autoridad responsable.
 Establecer una obligación: Toda la demanda debe estar cubierta con una
cantidad de PF igual a su demanda simultánea con el período crítico del
sistema (máximo requerimiento térmico) más el MR.
PC=DEM * (1 + MR).
 Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como estímulo
a las inversiones y a su disponibilidad, posibilitando los objetivos de
confiabilidad del sistema.
Cobertura de la Demanda con PF
 La demanda puede cubrir sus requerimientos de PF a través de:
1. Contratos de largo plazo en licitaciones de suministros donde participen
generación existentes y nueva generación
2. Contratos bilaterales entre generadores y clientes (Clientes Libres y Regulados)
3. Autogeneración
4. Mercado de capacidad. Este mercado será obligatorio para la demanda (libre y
regulada) no cubierta previamente con contratos anteriores
5. Procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren
los objetivos de confiabilidad establecidos
 Los generadores que vendieron en contratos bilaterales más PF que la que
disponen, deben comprar la diferencia en el mercado de PF.
 En la propuesta de cálculo de la PF, su valor en cada tipo de unidad está
directamente relacionada con su energía firme garantizada, lo que asegura
que se produzca suficiente confiabilidad para el sistema. Por lo que solo es
necesario cubrir la necesidad de PF para asegurar la confiabilidad.
Sustento legal del mercado de PF
Hoy
 El mecanismo administrativo de
transferencias de potencia es
insuficiente/inadecuado. Falta de
relación entre PF y confiabilidad
 Reacción del Gobierno con
múltiples modelos de licitación
Propuesta
Toda la demanda (libre y
regulada) debe contribuir con la
confiabilidad del sistema,
contratando, además de su
consumo (suministro) un margen
de reserva
Ley de Seguridad Energética
1.1, ii. …Principios de confiabilidad: …La mayor capacidad de la producción
respecto a la demanda (margen de reserva)
1.2 La confiabilidad de la cadena de suministro de la energía para el
mercado nacional tiene prioridad y es asumida por toda la demanda que es
atendida por el sistema nacional.
Desregulación de la confiabilidad
Mercado de potencia firme
Producto
Distribución
Transmisión Principal
Transmisión Secundaria
Suministro para Regulado
Potencia
Energía
Reserva
Suministro para Libre
Potencia
Energía
LCE
LDEG
LASE
Regulación
Regulación
Regulación
Regulación
Regulación
Regulación
Libre
Libre
Regulación
Subastas
Reg/Subastas
Regulación
Subastas
Regulación
Libre
Libre
Regulación
Subastas
Reg/Subastas
Subastas
Subastas
Subastas
Libre
Libre
El Mercado de Potencia
Firme
Primer Paso: Revisión de las Métricas de
la Potencia y Energía Firme
 Objetivo: asegurar que los márgenes de reserva que se calculen permitan
alcanzar efectivamente el objetivo de confiabilidad.
 Para las centrales térmicas asociado a su disponibilidad electro-mecánica
 Su energía firme es directamente proporcional a su potencia firme,
sujeto a la disponibilidad de contratos firmes de suministro de
combustibles
 Para las centrales con generación renovable e hidroeléctricas sin
almacenamiento, la potencia que pueden asegurar con cierto nivel de
probabilidad en los períodos críticos(*) para el sistema
 Para la centrales hidroeléctricas con almacenamiento el cálculo de la
potencia firme debe considerar que esta depende no sólo de la energía
disponible en una central, sino de la energía disponible en todas y la forma
de la curva de carga
El Mercado de Potencia Firme
Demanda: suma demanda
máxima de cada
consumidor + margen
reserva – PF contratada autogeneración
Price cap= 1.x
*(anualidad de una
unidad de punta en
condiciones de mercado
+ GO&M )
La oferta es la PF no comprometida en contratos, ofrecida por generadores y
como último recurso la demanda interrumpible, y contando como PF
disponible la asociada a contratos de reserva fría
Ejemplo
Requerimientos PF (demanda + reserva):
Potencia firme en contratos (DisCo+Usuarios Libres):
Potencia firme a licitar:
GEN-1
GUI-2
GEN-3
GEN-4
GEN-5
GEN-6
GEN-7
GUI-8
GEN-9
GEN-10
GEN-11
GEN-12
GEN-13
GEN-14
GUI-15
GEN-16
GEN-17
GEN-18
GEN-19
GEN-20
GEN-21
GEN-22
GEN-23
GEN-24
GEN-25
PF Ofertada PF acumulada
MW
36
112
91
71
87
28
105
117
19
85
74
3
2
35
117
80
47
90
1
77
80
104
81
15
49
MW
36
148
239
310
398
426
531
648
667
752
825
829
830
866
982
1,062
1,109
1,199
1,200
1,277
1,357
1,461
1,542
1,557
1,606
Precio
USD/kWaño
21.8
23.2
24.8
27.4
31.5
32.2
34.4
34.4
35.0
39.2
40.9
41.2
42.5
42.9
48.0
52.1
57.3
59.9
61.6
63.7
66.2
70.2
71.4
73.2
77.5
Agente
DEM1
DEM2
DEM3
DEM4
DEM5
DEM6
DEM7
DEM8
DEM9
DEM10
DEM11
DEM12
DEM13
DEM14
DEM15
DEM16
DEM17
DEM18
DEM19
DEM20
Demanda
78
60
43
100
40
78
60
112
27
107
30
13
53
75
3
10
35
93
11
27
Precio Ofertado USD/kW-año
Agente
10376 MW
9320 MW
1056 MW
90.0
80.0
70.0
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
0
500
1000
1500
2000
MW Ofertados
Precio (USD/kW-año)
Precio Max. (CONE)
Precio promedio: 35.1 USD/kW-año
Secuencia de Subastas
Período de
Provisión de la PF
3 años
Subasta
inicial
Subasta de
Ajuste 1
24 meses
Subasta de
Ajuste 2
Las subastas de ajustes
permiten considerar cambios
en las condiciones iniciales:
pronósticos de demanda
ajustados, retraso en nueva
generación, etc.
12 meses
6 meses
Subasta de
Ajuste 3
Procedimientos de
Último recurso
Este período
puede ser de 5 a
10 años para
nueva generación
Secuencia de Subastas
Período de
Provisión de la PF
Subasta
inicial
3 años
Esta subasta tiene por objetivo asegurar que
toda la demanda, en un horizonte de tres años
quede cubierta con PF, incluyendo un margen de
reserva. La demanda puede cubrirse
previamente en licitaciones con contratos
bilaterales
Secuencia de Subastas
Subasta de
Ajuste 1
Período de
Provisión de la PF
24 meses
Subasta de
Ajuste 2
12 meses
6 meses
Subasta de
Ajuste 3
Las subastas de ajustes permiten considerar cambios en las
condiciones iniciales: pronósticos de demanda ajustados,
retraso en nueva generación, etc., o decisiones de la demanda
de cubrirse con contratos
Ejemplo
Agente
DEM1
DEM2
DEM3
DEM4
DEM5
DEM6
DEM7
DEM8
DEM9
DEM10
DEM11
DEM12
DEM13
DEM14
DEM15
DEM16
DEM17
DEM18
DEM19
DEM20
Demanda
(MW(
78
60
43
100
40
78
60
112
27
107
30
13
53
75
3
10
35
93
11
27
Cambio(M
W)
3
0
-1
8
-1
3
0
11
-1
10
-1
-3
0
2
0
-1
-6
6
-4
-1
Agente
DEM3
DEM5
DEM9
DEM11
DEM12
DEM16
DEM17
DEM19
DEM20
GEN-16
GEN-17
GEN-18
GEN-19
GEN-20
GEN-21
GEN-22
GEN-23
GEN-24
GEN-25
PF
PF Ofertada acumulada
MW
1
1
1
1
1
1
6
4
1
80
47
90
1
77
80
104
81
15
49
MW
1
2
3
4
5
6
12
16
17
97
144
234
235
312
392
496
577
592
640
Precio
USD/kWaño
35.1
35.1
35.1
35.1
35.1
37.0
39.0
45.0
49.0
52.1
57.3
59.9
61.6
63.7
66.2
70.2
71.4
73.2
77.5
100
80
60
40
20
0
0
100
200
300
400
500
600
Demanda contratada: 77 MW
Precio medio: 49.4 USD(kW-año
700
Secuencia de Subastas
Período de
Provisión de la PF
Para el caso de demanda que no haya logrado su
cobertura porque la potencia firme ofertada en las
subastas no haya sido suficiente para atender toda
la demanda, el COES considerará las ofertas de
precios presentados por los Usuarios Libres que
brinden el Compromiso de Racionamiento
Voluntario (CRV), auto-generadores u generadores
no agentes
Procedimientos de
Último recurso
Secuencia de Subastas
Período de
Provisión de la PF
Un año para generadores existentes
Hasta 5-10 años para participantes
inversores
El Mercado de Potencia Firme
 Tipo de subasta: sobre cerrado, pay as bid
 Mitigación de poder de mercado
 Precio máximo puede variar en función de la concentración de la oferta
 Demanda flexible
 Los contratos de capacidad serán suscritos por los Generadores
Adjudicatarios y los Clientes Iniciales, bajo las condiciones o formas que
establezcan las Bases de las Subastas.
G1
G2
.
.
.
.
.
Gn
D1
D2
D3
.
.
.
.
.
Dm
 Alternativa: cuenta de balance y COES indica pagos y retiros
 Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de suministro
de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores. .
Participantes Inversores
 Es un Participante que prevé instalar nueva capacidad que estará disponible
en el Período de Provisión.
 Los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga
una validez de hasta cinco/diez años.
 Un Participante Inversor que resulta adjudicatario en una Subasta de
Capacidad debe cumplir los siguientes procedimientos y actividades:
 Proveer las garantías que se establezcan
 Presentar anualmente y nueve meses antes del Período de Provisión,
informes con carácter de declaración jurada que describan el avance de las
obras y los eventuales retrasos. OSINERGMIN podrá auditar estos informes,
y verificar en sitio del progreso de las obras.
 Si se concluye que la potencia firme adjudicada no estará disponible para
el Período de Provisión, el Participante Inversor deberá comprar esa
cantidad las Subastas de Ajuste previas al Período de Provisión.
 En caso que no pudiera comprar la cantidad necesaria por falta de oferta en
estas Subastas de Ajuste, podrá obtener la cantidad faltante en el mercado
secundario, y de no obtenerla perderá la condición de Participante Inversor y
deberá pagar una penalidad igual al Precio Adjudicado por la potencia firme
no provista o se ejecutan las garantías
Contraprestaciones de los Proveedores de
Potencia Firme
 Presentar las garantías que se establezcan
 Los generadores con PF vendida tienen obligación de producir en el
mercado de mercado de corto plazo cuando sea convocado por COES o
declararse indisponibles
 En caso de ser convocado y luego no poder producir, deben pagar una
compensación proporcional a la energía no producida
 Potencia firme se ajusta anualmente con la estadística de disponibilidad y
el mantenimiento
 En caso que aún no se pueda cubrir la demanda total de Potencia Firme,
los Distribuidores y Usuarios Libres que no hayan logrado su cobertura con
Potencia Firme serán eximidos de la obligación.
 No obstante, en caso que en cierto momento del año la potencia total
disponible sea insuficiente para satisfacer la demanda del SEIN, se
racionará en primer término aquella demanda de Usuario Libre y/o
Distribuidor, no respaldada con contratos de suministro y/o contratos de
Potencia Firme, sin derecho a compensación económica alguna.
Ventajas del mercado de Potencia Firme
 Igualdad de oportunidad para toda la generación (no más potencia
excluida de recibir pagos y contratar)
 Precio ajustable a las expectativas de la oferta
 Participación de la demanda interrumpible (inicialmente sólo en las
subastas de último recurso)
 Pagos directos entre compradores y vendedores (alternativa, cuenta
administrada por COES)
 Posibilidad de períodos de suministro diferenciados para generación nueva
y existente, que facilita el financiamiento de nuevas inversiones, mientras
obtienen contratos de suministro.
 Se eliminan las transferencias de potencia, que pasan a ser bilaterales.
Transición
Respetar los contratos existentes, y mantener para ellos el cálculo del precio base de la potencia
Dado que Reserva actual podría ser suficiente por lo menos hasta 2021, entonces:
Fase 1 -2015 :
 Mejorar perfomance de regímenes L. 28832 y RER
 Introducir redefinición de PF y de estándar de confiabilidad
 Mejorar mecanismos de control del equilibrio PF/contratos
 Retirar intervención de CMgCP (DU 049-2008)
 Ajustes reglamentarios para Fase 3.
Fase 2 -2016 :
 Aplicar mercado de PF aplicable solo a la Reserva requerida, para iniciar aprendizaje de los agentes.
Fase 3 -2017 en adelante:
 Extender mercado de PF a demanda no contratada. Para ello, desde las fases anteriores debe
organizarse con cuidado:
a) La interface entre mercado PF y el actual mecanismo de pagos por potencia.
b) Prever cargos para compensar a titulares de contratos con cláusulas de equilibrio económico –
financiero.
 El precio regulado de potencia deberá seguir fijándose con las reglas actuales mientras sobrevivan
contratos que se remitan a ese concepto, en particular los contratos de Ley28832 mantendrán el
precio regulado de potencia sobre las cantidades que se adjudiquen a largo plazo
Muchas Gracias
Preguntas?
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Propuesta. - osinergmin