Mercado Eléctrico Chileno
Chilean Electric Energy Market
Actividades en el mercado eléctrico
 La regulación distingue tres segmentos (actividades) dentro del sector
eléctrico nacional: Generación, Transmisión y Distribución
 La inversión está 100% en manos de empresas privadas
 Los esquemas de participación e inversión están adecuados al tipo de
actividad
 La legislación restringe la Integración Vertical
Mercado abierto y competitivo
GENERACIÓN
•
•
Privados deciden inversiones (ubicación, tecnologia, tamaño)
Riesgos de mercado “controlados” a través de contratos de venta de energía con
clientes libres y/o regulados
Monopolio natural (Troncal, Subtransmisión y Adicional)
TRANSMISIÓN
•
•
•
•
•
Planificación centralizada por redes de uso común (troncal)
Adjudicación via licitaciones
Actividad con carácter de Serviicio Público
Retorno de inversión según costos de mercado
Open access
Monopolio natural
DISTRIBUCIÓN
•
•
•
•
Concesiones
Actividad con carácter de Serviicio Público
Tarifas reguladas (empresa modelo)
Obligación de dar suminstro a clientes regulados
La institucionalidad
Ministerio de Medio Ambiente
aprobaciones ambientales
Ministerio de Energía
Política energética
Dirección General de Aguas (DGA)
otorga derechos de agua
Otras Instituciones Tutelares
SVS, TLC, Antimonopolio, etc.
SEC
supervisión y
control
CNE:
tarifas reguladas
Reguladores
Entidades
independientes
Generadores
Inversionistas
privados
CDEC
Transmisores
Panel de Expertos:
resuelve conflictos
Distribuidores
Miembros del CDEC
Clientes libres
Los órganos legales (que se han ido perfeccionando)
Ley General de Servicios Eléctricos
DFL N°4 - 2007
CONSTITUCIÓN
LEY GENERAL DE SERVICIOS
ELÉCTRICOS
REGLAMENTOS ELÉCTRICOS
NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS
INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC
Evolución relevante:
• DFLN°1 – 1982: Establece bases de
competencia de libre mercado
(ingreso de agentes privados),
institucionalidad, regulación de
precios, compensaciones, entre otros.
• Ley 19.940 (Ley Corta 1) – 2004:
Introduce Licitaciones para expansión
del Sist. de Transmisión y su nuevo
esquema de remuneración; Crea
Panel de Expertos
• Ley 20.018 (Ley Corta 2) – 2005:
Introduce licitaciones de EEDD;
Mecanismo para incentivo a ahorros.
• Ley 20.257 (ERNC) – 2008: Introduce
cuota de inyecciones en base a ERNC
Los sistemas eléctricos chilenos en cifras
Sistema Interconectado del Norte Grande
(SING)
Sistema Interconectado Central
(SIC)
Potencia Instalada: 4.550 MW
Generación Anual: 15.873,0 GWh
Demanda Máxima : 1.998,0 MW
Cobertura: Regiones I y II
Población: 6.22%
Potencia Instalada: 12.887 MW
Generación Anual: 45.985 GWh
Demanda Máxima: 6.482,1 MW
Cobertura: Regiones II a X, Región XIV y
Región Metropolitana.
Población: 92,23%
Sistema Eléctrico de Aysén
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 101 MW
Generación Anual: 268,9 GWh
Demanda Máxima: 49,3 MW
Cobertura: Región XII
Población: 0,93%
Potencia Instalada: 50 MW
Generación Anual: 121,7 GWh
Demanda Máxima: 20,4 MW
Cobertura: Región XI
Población: 0.61%
Los contratos de suministro
Por otro lado, el mercado eléctrico nacional funciona sobre la base de
contratos de suministro
 Producto (Potencia y Energía): El 100% de la demanda requiere estar
contratada
 Mercado de Contratos: Los generadores suscriben contratos financieros
de suministro con la demanda
 Operación Coordinada: El suministro físico de la demanda se efectúa a
mínimo costo para el sistema y es coordinado por el CDEC (costos
variables auditados) .
 Mercado Spot: Las diferencias entre la demanda contratada y la
generación aportada por un generador se transa entre los generadores
excedentarios y deficitarios al costo marginal.
(1)
Participan Generadores,
Distribuidores y Clientes Libres
(2)
Participan sólo
Generadores
Mercado de Contratos
Mercado Spot
100% de la demanda
excedentes/déficits
de generación c/r a
contratación
Clientes Libres
-Clientes con capacidad
conectada ≥ 2.000 kW
-Clientes con capacidad >
500 kW y que opten por
contratar con un
Generador.
-Los precios y otras
condiciones de
suministro y se
pactan libremente
Clientes Regulados
-A través de las EEDD, por
aquella parte del
suministro a clientes <
2.000 kW (>500 kW que no
optan).
-Antes sus precios eran
fijados semestralmente (P.
Nudo de CP).
-Con Ley Corta 2, los
precios resultan de
una Licitación
Pública.
-Transferencias de
energía y potencia
entre Generadores.
-Precio de la Potencia:
Precio de Nudo de la
Potencia.
-Precio de energía:
Costo Marginal
instantáneo.
En ambos mercados (contratos y spot) hay
claramente diferentes “precios” de transferencias
300
250
US$/MWh
Mercado
spot
200
150
100
50
0
Precio
Medio
Clientes en
el SIC
Es muy difícil mantener un precio de mercado eficiente en el futuro si no existen nuevos proyectos que
equilibren el mercado en costos de generación de base.
El Negocio de Generación
MERCADO CLIENTES
(Condiciones de competencia)
MERCADO SPOT
(Se optimiza la operación)
Margen de Inyección
Producción (-)
Venta Spot (+)
(despacho óptimo ( CDEC) •
• Costos Variables
Costos Fijos en:
•Sistemas Transmisión
(peajes)
•Transporte de Gas Natural
•
Margen de Comercialización
Compra Spot (-)
Inyección de energía
despachada a CMg.
•
Inyección de Potencia
Firme a Precio de
Nudo.
•
Venta a
Clientes (+)
Retiro de energía por
venta-clientes, a CMg. • Por energía
• Por potencia
Retiro de potencia por
venta – clientes, a Costos Fijos por Cliente en:
- Transmisión (peajes)
Precio de Nudo.
Margen Total = (Ventas a Clientes – Compras Spotventas)+ (Ventas Spotproducción – Costos de Producción)
Promoción a la generación de menor escala y
renovable
Medios de generación ERNC (biomasa, hidráulica < 20 MW, geotermia, solar,
eólica, mareomotriz) y cogeneración eficiente ( con excedentes < 20 MW)
a)
Si excedentes < 9 MW  Exentos del pago de peajes sistema troncal
Si están conectados en distribución, además pueden vender su energía a Cmg
o Precio Estabilizado y no pagan sistema de distribución (a no ser que tengan
contratos con clientes libres dentro de la zona de la distribuidora)
a)
Si excedentes > 9 MW  Pago proporcional de peajes en función
excedentes que supere los 9 MW
b) La ley exige que el 10% de los retiros de energía (destinados a suministro
de clientes regulados y libres) estén respaldados con generación
proveniente de medios de ERNC.
El Negocio de Transmisión
Remuneración del Tramo (i-j) por Energía y Potencia
Tramo (i-j) – Caso Energía
CMg (j)
US$/MWh
CMg (i)
US$/MWh
VATT (i-j) = AVI + COMA
Inyecciones (i)
MWh
Nodo (i)
Retiros (j)
MWh
Nodo (j)
(1) Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado
Transmisor debe
recaudar:
(2) Ingresos Provisionales = IT (i-j) reales
IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i)
Reliquidación anual
• Diferencia entre IT (i-j) esperado e IT (i-j) real
• Asegura derecho del transmisor a recaudar 100% VATT (valor regulado que incluye
rentabilidad de 10% real anual sobre la inversión)
• Se efectúa entre empresa transmisora y generadores que participan del pago de peajes en
dicho tramo
El Negocio de Distribución
Compras
Ventas
VAD
Precio de Nudo
(Licitaciones)
Precio de Nudo + VAD+CUT
CLIENTES
REGULADOS
Precio Libre 1
(para clientes libres)
Precio Libre 2 + VAD+CUT
CLIENTES
LIBRES
Peajes
(Pago Sistema de Tx)
VAD : Valor Agregado de Distribución. Valor regulado calculado para empresa de
distribución modelo
El Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
Objetivos de la coordinación que realiza el CDEC:
• Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.
• Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema
eléctrico.
• Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión establecidos
mediante concesión
Funciones del CDEC
• Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando su situación actual
y la esperada para el mediano y largo plazo.
• Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica.
• Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades generadoras.
• Verificar el cumplimiento de los programas de operación y de mantenimiento preventivo
mayor.
• Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre generadores.
• Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir las exigencias de calidad de servicio
• Establecer, coordinar y verificar la reserva de potencia del sistema, para regular frecuencia.
• Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo, así como otras medidas, para
preservar la seguridad de servicio global del sistema eléctrico.
• Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión concesionados.
• Realizar los cálculos y reliquidaciones aplicables a los peajes de transmisión.
• Informar a la Comisión y a la Superintendencia las situaciones que afecten o puedan afectar
la operación normal (centrales generadoras y líneas de transmisión) del sistema.
Planificación de la operación de corto plazo (Despacho)
CMg
Costo
Falla
La curva de oferta se construye
atendiendo a los costos
variables de cada unidad
generadora (orden de mérito):
Hidro Embalse
CMg1
Demanda
Alta
CMgo
Demanda
Baja
Do
Falla
D1 TG
Diesel
D2
Térmica
petróleo
Térmica carbón
Hidro pasada
Qo
Energía (MWh)
Q1 GmaxQ2
Costo Marginal de la Potencia

Costo de entregar potencia de punta del sistema
 Corresponde al costo anual de inversión y operación de una TG.
 Se aplica a la demanda máxima del sistema.
Costo Marginal de la Energía
La curva de oferta de corto plazo (semanal) considera:
•
Costos variables centrales térmicas (costos de
combustibles).
•
Costo nulo de centrales de pasada y ERNC.
•
El valor del agua centrales de embalse:
– Un despacho hidrotérmico: simula
operación de centrales térmicas y de
embalse (diaria, semanal, mensual e
interanual).
– El valor del agua: optimizar el beneficio
presente de generar hidro (ahorro térmico)
versus costo futuro de mayor generación
térmica por desembalsar en el presente.
– Se incorporan restricciones de operación
(normas de SyCS, disponibilidad de
centrales, límites de transmisión y mínimos
técnicos de centrales térmicas.
•
El costo marginal se obtiene del equilibrio del
entre la oferta señalada y la demanda para el
período del cálculo  corresponde al Costo
Variable de la última unidad generadora
despachada para dar suministro al consumo de
energía total del sistema
14
La operación de SING
últimos 12 meses
350.0
Costos Marginales y Precios Regulados
Crucero 220 kV
US$/MWh
CMG SING
300.0
histórica
Precio Nudo SING
250.0
200.0
150.0
100.0
50.0
0.0
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08
Fuente: CNE, CDEC-SING
Fuente: www.centralenergia.cl
Jan-09
Jan-10
Jan-11
Jan-12
La operación de SIC
2005
1%
1%
Hidroeléctrico
20%
Carbón
GN
Diesel
Otro
11%
400.0
Costos Marginales y Precios Regulados
Alto Jahuel 220 kV
US$/MWh
CMG SIC
Precio Nudo SIC
350.0
67%
300.0
250.0
200.0
2.7%
0.5%
150.0
Hidroeléctrico
8.2%
Eólico
Carbón
2011
44.7%
21.3%
GNL
100.0
Incluye resultado
de las licitaciones
50.0
0.0
Jan-05
Jan-06
Jan-07
Diesel
Otro
21.8%
Gas
0.7%
Fuente: CNE, CDEC-SIC
Jan-08
Jan-09
Jan-10
Jan-11
Jan-12
Índice de Precios
(base: enero 2005 = 100)
Escasez creciente de Gas
Sequía mayor (SIC)
Natural
Disponibilidad de Terminales GNL
Sequía (SIC)
Terremoto
Carbón
“estable”
Alza combustibles
400
Sequía mayor (SIC)
350
300
Petroleo Diesel
250
Carbón Eq. 7000 Kcal/Kg
200
Gas Natural Henry Hub
Precio Nudo SIC
150
Precio Nudo SING
100
50
0
Jan-05
Jan-06
Jan-07
Jan-08
Jan-09
Jan-10
Jan-11
Jan-12
Fuente: Estadísticas CNE
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