Propuesta de un
Mercado de
Potencia Firme
Lima
Abril 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 por la autoridad energética una métrica de la confiabilidad y el
valor objetivo de confiabilidad
 Calcular la cantidad de potencia “confiable” (firme) del sistema necesaria
para asegurar el nivel de reserva necesario para alcanzar el objetivo de
confiabilidad. 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
un nuevo mercado de potencia firme,
 Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como
estímulo a las inversiones y a la disponibilidad, a fin de hacer posibles
los objetivos de confiabilidad del sistema.
Diagnostico de la Situación Actual
Riesgos Económicos a la Inversión en
Generación
•
•
Riesgos a la inversión debido a no
predictibilidad de precios.
La estructura de los contratos no
asegura un “mix” óptimo de la
generación
•
Multiplicidad de Mecanismos para
nueva Generación
•
•
La forma de cálculo de la Potencia
Firme no asegura la confiabilidad
•
•
•
Actualmente el cálculo de la potencia
firme no garantiza su entrega ante
requerimientos del sistema.
El cálculo del margen de reserva no
asegura el nivel de confiabilidad
esperado
Luego 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
Precios de potencia calculado
Administrativamente
•
•
La metodología de cálculo del precio
de la potencia es administrativa y no
reflejar necesariamente las
expectativas del mercado.
Costo Marginal del mercado de corto
plazo intervenido.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Observan que la implementación de un
nuevo mecanismo de pago de
capacidad, no va a solucionar el
problema de soluciones coyunturales
(Reserva Fría, Nodo Energético,
Hidroeléctricas, etc.), ni va a eliminar los
diversos mecanismos existentes; sino
que sería como implementar un
mecanismo adicional.
Respuesta
El mercado de PF propuesto no
pretende ser un nuevo, o adicional,
mecanismo de fomento de inversiones
en generación, ni resolver los problemas
coyunturales mencionados u otros
relacionados con restricciones de
transmisión o de suministro o trasporte
de gas natural.
El objetivo de la propuesta es crear un
único mecanismo de mercado que
racionalice el producto, su cantidad y el
pago correspondiente de la potencia
firme que requiere un sistema para
obtener un determinado grado de
confiabilidad.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Si crear un mercado de capacidad está
orientado a asegurar un margen de
reserva, este mecanismo no se alinea
con el objetivo de incentivar la nueva
generación.
Respuesta
El mecanismo propuesto se orienta a
asegurar la confiabilidad del servicio, lo
cual implica suficiente capacidad de
generación para afrontar situaciones
críticas.
En el caso de nueva generación, se da la
opción de recibir la remuneración por
capacidad por un periodo de 5 a 10
años.
Principales observaciones recibidas
Comentario
De la propuesta se entiende, que los
distribuidores se verían imposibilitados
de ejercer sus derechos inherentes a
suscribir Contratos Bilaterales conforme
lo señala la LCE.
Respuesta
La propuesta no implica ningún tipo de
cambios sobre los derechos de
distribuidores o usuarios libres
inherentes a suscribir Contratos
Bilaterales conforme lo señala la LCE.
El cambio es que a partir de la
implementación de las medidas
propuestas tanto los distribuidores
como los usuarios libres deberán
contratar el margen de reserva, lo cual
podrá ser a través de contratos
bilaterales o en el mercado de PF.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Un plazo de 5 a 10 años para una nueva
planta no permite asegurar el
financiamiento de esta, por lo tanto no
garantizan inversiones de largo plazo,
debido a que las nuevas inversiones
requieren de períodos de contratos
mayores a diez años para que sean
proyectos bancables; asimismo, no está
claro como se incentivaría el desarrollo
de proyectos hidroeléctricos.
Respuesta
El mercado de PF no pretende
(igualmente a como sucede en otros
mercados de capacidad), asegurar el
financiamiento total de nuevos
proyectos, sólo dar una ayuda para
nuevos entrantes que no ha logrado
ubicar su generación a través de
contratos de suministro. Los contratos
de suministro seguirán siendo la
principal fuente de Project Financing
para centrales como las hidroeléctricas.
Las centrales hidroeléctricas participan
regularmente en mercados de
capacidad como PJM, Nueva Inglaterra
o Colombia.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Respuesta
Se precisa que las subastas de ajuste
originan nuevos contratos adicionales a
En caso de Subastas de Ajuste, donde
los ya acordados, con lo cual no afecta a
resulten nuevos contratos suscriptos por lo suscrito en la subasta inicial.
los generadores adjudicatarios. Se
puede interpretar que puede volver a
Una demanda / generador puede que
contratar con otros y no respetar el
resulte en posición compradora
anterior contrato.
/vendedora en la subasta inicial y en
caso quede sobre contratada, sea
vendedora en una subasta de ajuste.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Las unidades que proveen
reserva suelen tener bajos
tiempos de uso produciendo
energía debido a sus mayores
costos variables, y por lo tanto
son poco aptas para participar
en contratos donde deben
proveer energía asociada.
Respuesta
El comentario es correcto, se espera que las
unidades que provean reserva tengan bajos
tiempos de utilización. Si una unidad eficiente
participa del mercado de PF, recibirá ingresos por
potencia en este mercado, y por energía en el
mercado de corto plazo.
El mercado de PF propuesto no está dirigido a
proporcionar solamente reserva sino la PF total
que requiere el sistema, que incluye la reserva. En
la práctica todo el parque generador participa en
la reserva requerida por un sistema. El mercado
de PF propuesto, junto con el sistema de
subastas de suministro (Ley 28832), constituirían
las dos herramientas fundamentales y
complementarias del mercado de generación.
Principales observaciones recibidas
Comentario
Observan que no queda claro
que ocurrirá con los usuarios
que consuman más capacidad
de lo contratado. ¿A quién se
debe pagar por la capacidad
consumida? o no se paga a
ningún agente.
Respuesta
Se prevé establecer un margen de error de 3%
para el pronóstico de la demanda y la aplicación
de una penalidad proporcional a la diferencia de
la demanda informada.
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 de
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 la UE
 Mercados de opciones de capacidad: New England ISO, Colombia, Italia
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 “comprar” 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
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
 Teniendo en cuanta que la energía debe ser despachada para cubrir la
demanda horaria del mercado
 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.
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 PF. Este mercado será obligatorio para la demanda (libre y regulada)
no cubierta previamente con contratos anteriores
5. Un procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no
logren los objetivos de confiabilidad establecidos
 Los generadores que venden en contratos bilaterales más PF que la que
disponen, o su PF ha variado, 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. El
concepto de energía firme se vuelve redundante
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
Situación Prevista
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 – Pot.
Asignada de los contratos
de reserva fría
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, primer precio, pay as bid
 Mitigación de poder de mercado
 Precio máximo puede variar en función de la concentración de la oferta
 Demanda flexible
 Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de suministro
de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores. .
 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
El Mercado de Potencia Firme
 Se ha analizado una alternativa en relación a las contrapartes de los
contratos de capacidad, en la cual estos serán suscritos por COES con los
Generadores Adjudicatarios.
 Existe además un vínculo de naturaleza tarifaria, según el cual, COES
atribuye a cada sujeto obligado (“D”), una obligación de pago (en función
del requerimiento individual de PF). Este es un cargo tarifario que se funda,
en la Ley de Seguridad Energética.
G1
G2
G3
.
.
.
.
Gn
COES u
Otro
D1
D2
D3
.
.
.
.
.
Dm
 Si bien esta alternativa tiene importantes ventajas, requeriría la
modificación de la Ley 28832, para asignar a COES esta responsabilidad.
Roles en el Mercado de Potencia Firme
Entidad
Rol
Aprueba el cálculo del margen de reserva
Ministerio
de Establece los valores de la métrica de
Energía y Minas
confiabilidad
Autoriza subastas de PF de último recurso
Establece el precio máximo de la PF en las
subastas de PF.
Revisa y aprueba los cálculos de la demanda de
PF a ser subastada en cada ocasión.
Envía en sobre cerrado a COES el precio máximo
y la cantidad a subastar previamente a cada
subasta.
Concurre al proceso de apertura de sobres de
cada subasta y refrendar las actas
OSINERGMIN
Aprueba los resultados de la subasta, cantidades
adjudicadas a cada Postor y el precio de la PF
Verifica las cantidades que cada Proveedor pone
a disposición de cada demanda según los cálculos
del COES.
Aprueba cualquier cambio al contrato que
suscriben los proveedores con los Clientes
Iniciales
Roles en el Mercado de Potencia Firme
Entidad
Rol
COES-
Administra el mercado de PF
Recibe y verifica las proyecciones de demanda de
los agentes, así como los contratos que
suministren PF
Calcula las obligaciones de cobertura de cada
agente, para la subasta principal y las subastas
de ajuste
Identifica la necesidad de una subasta de último
recurso y la propone al MINEM
Calcula y verifica la PF de las unidades
generadores
Calcula el margen de reserva y solicita la
aprobación del MINEM
En caso de necesidad ordena el racionamiento
según los criterios del Reglamento del Mercado
de PF
Roles en el Mercado de Potencia Firme
Entidad
Usuarios libres
Distribuidores
Rol
Informan su demanda proyectada a COES
Ajustan sus proyecciones de demanda para las
subastas de ajuste
Suscriben los contratos que resulten de la
cobertura de sus obligaciones en el mercado de
PF
Pagan las cuotas asociadas a las compras en el
mercado de PF
Si correspondiera, pagan las penalidades que
determine COES
Informan su demanda proyectada a COES
Ajustan sus proyecciones de demanda para las
subastas de ajuste
Suscriben los contratos que resulten de la
cobertura de sus obligaciones en el mercado de
PF
Pagan las cuotas asociadas a las compras en el
mercado de PF
Si correspondiera, pagan las penalidades que
determine COES
Roles en el Mercado de Potencia Firme
Entidad
Rol
Presentar a COES y mantener actualizada la
información técnica de las centrales de su
propiedad.
Presentar el estudio hidrológico de su sistema
hídrico.
Tiene la opción de presentar ofertas en el
mercado de PF. En caso de ser seleccionados:
 Suscriben el respetivo contrato
Generadores
 En caso de disminución de su PF, participan del
mercado de PF para comprar aquella parte que
fue vendida en las subastas y quedó descubierta
 Facilitan la información pedida y la realización
de pruebas de verificación a COES
 Informan al COES en caso de indisponibilidad

Pagan
las
penalidades
que
pudiera
corresponder
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 y al precio de esta
 La PF 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 por
falta de oferta, 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)
 Relación directa entre pagos a la generación y suficiencia de esta para
alcanzar los objetivos de confiabilidad.
 Precio ajustable a las expectativas de la oferta
 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, lo
cual da mayor estabilidad a los ingreso de los generadores.
 Participación de la demanda interrumpible (inicialmente sólo en las
subastas de último recurso)
Ventajas de Modificar la Ley 28832
 Creación por Ley del mercado de PF
 Establecer la función del COES de contraparte del compromiso de PF
 Mejorar aspectos de las licitaciones de suministro:
 Eliminar que la energía en los contratos siga la curva de carga del cliente
 Permite licitaciones especializadas por bloques de demanda (pico,
base, etc.) lo cual da señales para optimizar el mix de generación
 Disminuye riesgos para los generadores, especialmente hidro,
expuestos a importantes compras en el mercado de corto plazo
 Permitir que los distribuidores compren/vendan diferencias (menores)
en el mercado de corto plazo
 Elimina la necesidad de potencia variable en los contratos
 Permite licitaciones especializadas. Y que a largo plazo se creen
productos estandarizados,
 En estas licitaciones especializadas, ofertar por separado el precio de
potencia y energía, asociadas al tiempo de utilización del producto
Transición
Respetar los contratos existentes, y mantener para todos el cálculo del precio
base de la potencia
Dado que Reserva actual podría ser suficiente por lo menos hasta 2021,
entonces:
Fase 1 -2015 :
 Introducir redefinición de PF y de estándar de confiabilidad
 Ajustes reglamentarios para Fase 3.
Fase 2 -2016 :
 Iniciar el mercado de PF pero aplicable solo a la Reserva requerida, para
iniciar aprendizaje de los agentes.
 No extender la intervención de CMgCP (DU 049-2008)
Fase 3 -2017 en adelante:
 Extender mercado de PF a demanda no contratada.
Transición
 El impacto del cambio sobre los generadores sería:
 Posible cambio en la PF de cada unidad, sólo relevante para las hidroeléctricas,
 El pago de PF serán por compromisos de contratos.
 Reemplazo de las transferencias de potencia por ventas bilaterales,
 La potencia contratada puede ser mayor que su PF.
 Precio de mercado en la PF, que pueden variar.
 Ingresos totales mayores, pero eventualmente distribuidos en forma distinta.
 El impacto sobre la demanda sería:
 Compromiso de asegurar el MR de forma directa (en la actualidad es parte del PBP).
 Mayor confiablidad del servicio,
 Precio de mercado en la PF, que pueden variar
 Necesidad de estimar con mayor precisión la demanda en períodos críticos.
 El precio regulado de potencia deberá seguir fijándose con las reglas actuales, para los
contratos vigentes, como los firmados en el marco de la Ley 28832, mantendrán el precio
regulado de potencia sobre las cantidades que se adjudiquen a largo plazo.
 En caso que se modifique la Ley 28832, los nuevos contratos tendrían un precio de potencia
y energía resultante de las subastas de suministro.
Transición
Dado que el único impacto medible sería la reducción de PF en los contratos la misma
se compensaría de la siguiente forma:
 A los efectos de los contratos se supondría que la PF de los generadores existentes
(PFV) se sigue midiendo y remunerando como en la actualidad al PBP.
 Pero descontando las compras históricas en las transferencias
 Cabe destacarse que sólo es esperable un impacto importante sobre las centrales
hidroeléctricas con regulación
 Los compradores en los contratos tendrían un déficit de cobertura que surgiría de
la diferencia entre la PFV y la PF calculada con la metodología nueva. Esta diferencia
sería comprada en forma automática en el mercado de PF.
 La cantidad y costo de esa cobertura sería calculada por COES después de cada
subasta e informada a OSINERGMIN, que será pagado por toda la demanda.
 Esta transición se mantendría por un plazo a determinarse, luego de la
implementación de la nueva metodología de cálculo de la PF (eventualmente con
una reducción gradual)
Muchas Gracias
Preguntas?
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Propuesta. - osinergmin