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 • 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)• 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• Concesiones• Actividad con carácter de Serviicio Público• Tarifas reguladas (empresa modelo)• Obligación de dar suminstro a clientes regulados
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
La institucionalidad
Panel de Expertos: resuelve conflictos
Ministerio de EnergíaPolítica energética
SECsupervisión y
control
Clientes libres
CDEC
Reguladores
Generadores Transmisores Distribuidores
Miembros del CDEC
CNE:tarifas reguladas
Ministerio de Medio Ambienteaprobaciones ambientales
Inversionistas privados
Entidades independientes
Otras Instituciones TutelaresSVS, TLC, Antimonopolio, etc.
Dirección General de Aguas (DGA)otorga derechos de agua
Los órganos legales (que se han ido perfeccionando)
NORMAS TÉCNICAS, REGLAMENTOS INTERNOS Y PROCEDIMIENTOS CDEC
REGLAMENTOS ELÉCTRICOS
LEY GENERAL DE SERVICIOS ELÉCTRICOS
CONSTITUCIÓN
Ley General de Servicios EléctricosDFL N°4 - 2007
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)
Potencia Instalada: 4.550 MWGeneración Anual: 15.873,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%
Sistema Interconectado del Norte Grande(SING)
Potencia Instalada: 4.550 MWGeneración Anual: 15.873,0 GWhDemanda Máxima : 1.998,0 MWCobertura: Regiones I y IIPoblación: 6.22%
Sistema Interconectado Central (SIC)
Potencia Instalada: 12.887 MWGeneración Anual: 45.985 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%
Sistema Interconectado Central (SIC)
Potencia Instalada: 12.887 MWGeneración Anual: 45.985 GWhDemanda Máxima: 6.482,1 MWCobertura: Regiones II a X, Región XIV y Región Metropolitana.Población: 92,23%
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia Instalada: 50 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%
Sistema Eléctrico de Aysén
Potencia Instalada: 50 MWGeneración Anual: 121,7 GWhDemanda Máxima: 20,4 MWCobertura: Región XIPoblación: 0.61%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 101 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%
Sistema Eléctrico de Magallanes
Potencia Instalada: 101 MWGeneración Anual: 268,9 GWhDemanda Máxima: 49,3 MWCobertura: Región XIIPoblación: 0,93%
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.
Mercado de Contratos100% de la demanda
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.
Mercado Spotexcedentes/déficits de generación c/r a
contratación
-Transferencias de energía y potencia entre Generadores.-Precio de la Potencia: Precio de Nudo de la Potencia.-Precio de energía: Costo Marginal instantáneo.
(1)Participan Generadores,
Distribuidores y Clientes Libres
(2)Participan sólo Generadores
Jan/10
Feb/1
0
Mar/1
0
Apr/10
May/1
0
Jun/10Jul/1
0
Aug/10
Sep/1
0
Oct/10
Nov/10
Dec/10
Jan/11
Feb/1
1
Mar/1
1
Apr/11
May/1
1
Jun/11Jul/1
1
Aug/11
Sep/1
1
Oct/11
Nov/11
Dec/11
Jan/12
Feb/1
2
Mar/1
2
Apr/12
0
50
100
150
200
250
300
En ambos mercados (contratos y spot) hay claramente diferentes “precios” de transferencias
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.
US$/MWh
Mercado spot
Precio Medio
Clientes en el SIC
El Negocio de Generación
Margen de Inyección
MERCADO SPOT(Se optimiza la operación)
Margen de Comercialización
Costos Fijos en:• Sistemas Transmisión
(peajes)• Transporte de Gas
Natural
Costos Fijos por Cliente en: - Transmisión (peajes)
MERCADO CLIENTES(Condiciones de competencia)
Margen Total = (Ventas a Clientes – Compras Spotventas)+ (Ventas Spotproducción – Costos de Producción)
Producción (-) (despacho óptimo ( CDEC)• Costos Variables
Venta Spot (+)• Inyección de energía
despachada a CMg.
• Inyección de Potencia Firme a Precio de Nudo.
Compra Spot (-)• Retiro de energía por
venta-clientes, a CMg.
• Retiro de potencia por venta – clientes, a Precio de Nudo.
Venta a Clientes (+)• Por energía• Por potencia
Promoción a la generación de menor escala y renovable
Medios de generación ERNC (biomasa, hidráulica < 20 MW, geotermia, solar, eólica, mareomotriz) y cogeneración eficiente ( con excedentes < 20 MW)
a) Si excedentes < 9 MW Exentos del pago de peajes sistema troncal
Si están conectados en distribución, además pueden vender su energía a Cmg o Precio Estabilizado y no pagan sistema de distribución (a no ser que tengan contratos con clientes libres dentro de la zona de la distribuidora)
b) Si excedentes > 9 MW Pago proporcional de peajes en función excedentes que supere los 9 MW
c) La ley exige que el 10% de los retiros de energía (destinados a suministro de clientes regulados y libres) estén respaldados con generación proveniente de medios de ERNC.
El Negocio de TransmisiónRemuneración del Tramo (i-j) por Energía y Potencia
CMg (i)US$/MWh
VATT (i-j) = AVI + COMAInyecciones (i)
MWh
Retiros (j)MWh
Nodo (i) Nodo (j)
CMg (j)US$/MWh
(1) Peaje (i-j) = VATT (i-j) - IT (i-j) esperado
(2) Ingresos Provisionales = IT (i-j) reales
IT (i-j) = Retiros (j) x Cmg (j) - Inyecciones (i) x Cmg (i)
Tramo (i-j) – Caso Energía
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
Transmisor debe recaudar:
El Negocio de Distribución
CLIENTESREGULADOS
CLIENTESLIBRES
Precio de Nudo + VAD+CUT
Precio Libre 2 + VAD+CUT
VAD
Precio de Nudo(Licitaciones)
Peajes(Pago Sistema de Tx)
Compras Ventas
Precio Libre 1(para clientes libres)
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 concesiónFunciones 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)
14
Energía (MWh)
CMgo Demanda
Baja
CMg1 Demanda
Alta
CMg
Qo Q1 Q2
Falla
CostoFalla
La curva de oferta se construye atendiendo a los costos variables de cada unidad generadora (orden de mérito):
Gmax
Do D1
D2
Hidro pasadaTérmica carbón
Térmicapetróleo
Hidro Embalse
TGDiesel
Costo Marginal de la EnergíaLa 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
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.
Fuente: www.centralenergia.cl
últimos 12 meses
histórica
Costos Marginales y Precios ReguladosCrucero 220 kV
US$/MWh
Fuente: CNE, CDEC-SINGJan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12
0.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
CMG SINGPrecio Nudo SING
La operación de SING
44.7%
0.7%
21.8%
21.3%
8.2%
2.7% 0.5%
Hidroeléctrico Eólico
Carbón GNL
Diesel Otro
Gas
2011
Costos Marginales y Precios ReguladosAlto Jahuel 220 kV
US$/MWh
Fuente: CNE, CDEC-SIC
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120.0
50.0
100.0
150.0
200.0
250.0
300.0
350.0
400.0CMG SICPrecio Nudo SIC
Incluye resultado de las licitaciones
2005
67%
11%
20%
1% 1%
Hidroeléctrico
Carbón
GN
Diesel
Otro
La operación de SIC
Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-120
50
100
150
200
250
300
350
400
Petroleo DieselCarbón Eq. 7000 Kcal/KgGas Natural Henry HubPrecio Nudo SICPrecio Nudo SING
Índice de Precios(base: enero 2005 = 100)
Escasez creciente de Gas Natural
Disponibilidad de Terminales GNL
Sequía mayor (SIC)
Sequía (SIC)TerremotoCarbón “estable”
Sequía mayor (SIC)Alza combustibles
Fuente: Estadísticas CNE
Mercado Eléctrico Chileno
Chilean Electric Energy Market
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