clase 6- generación mercado spot

Curso Mercados Elctricos

Msc. Mauricio Olivares Araya

Profesor Departamento Ingeniera Elctrica

[email protected]

Facultad de Ingeniera

Departamento de Ingeniera Elctrica

Universidad de Santiago de Chile

Clase 5: Mercado SPOT Energa

Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos

Tipos de Mercados Mayoristas que operen en forma estable, confiable y a

mnimo costo. Variables de Inters Centralizacin en el Despacho y Regulacin

del mercado


Modelo usado por Chile hasta 1982.

Una misma entidad controla y es dueo de todo el sistema.

Aun es usado principalmente en pases donde el sistema es operado y regulado por elestado o una empresa del mismo


Usado en Chile, Argentina, Inglaterra, Gales, etc.

Funciona a partir de un programa de despachos econmico que incorpora lasrestricciones del sistema , niveles de embalse, costos y pronostico de demanda.

Alta centralizacin que hace obligatoria la participacin de los agentes en el programa.

Estrecho nexo en todos los aspectos de la operacin del sistema, lo que debiesetraducirse en una mayor eficiencia productiva


No garantiza una solucin ptima ni factible para el mercado, debido al carcter desolucin individual de cada uno de los agentes.

Debe existir un ente que valide las transacciones de manera que sean coherentes conlas restricciones en transmisin

Contratos Fsicos: Aseguran el abastecimiento y la colocacin de la energa en elMercado

Contratos Financieros: tienen por objetivo la proteccin de las fluctuaciones de losprecios, sin comprometer unidades especificas, sino abriendo la posibilidad de que un

tercero abastezca el suministro.

Estructura OperativaSector Elctrico

Clientes

Comercializadores

Distribuidores

Transmisores

Generacin

Operador del Mercado (ISO)

Administrador del Mercado

Contratos bilaterales

Liquidador y Administrador de Cuentas

Bolsa Energa


Posee una separacin entre la operacin fsica y comercial: ISO-Bolsa Energa

En la bolsa de energa se realiza la casacin de energa entre los generadores yconsumos.

La operacin fsica recae en el ISO quien es el encargado de operar los sistemas de

transmisin , tambin determina la generacin suplementaria y los SS/CC

Marco Conceptual y RegulatorioTeora Marginalista

La teora Marginalista indica que en condiciones ptimas, (parque generador adaptado a la

demanda y sin restricciones) los ingresos por venta de energa a costo marginal, ms los

ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de centrales de punta, cubre el

costo de capital y los costos de operacin de los generadores.

Costo Marginal de Energa: Costo eficiente de producir una unidad adicional de energa a

la demanda del sistema (1 MWh).

Corresponde al costo variable de la central trmica ms ineficiente o al costo asociado de una central de embalse.

Costo Marginal de Potencia: Costo marginal incremental asociado al abastecimiento

anual de la demanda punta.

Considerado como el costo de inversin de una turbina (gas/diesel) de 70 MW.

Costos

Inversin

Costos

OperacinIngresos

Energa

Ingresos

Potencia

En un sistema elctrico, el mercado SPOT a costo marginal consiste en la

compraventa de energa al costo marginal de corto plazo resultante de

efectuar el despacho econmico de las unidades generadoras disponibles

para satisfacer la demanda de electricidad en un perodo dado. Este

despacho econmico es efectuado por una entidad de coordinacin central,

denominada Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC). Efectuado

el despacho econmico, el costo marginal de corto plazo horario est

determinado por el costo variable de la ltima unidad generadora

despachada que est en condiciones de satisfacer un incremento de

demanda.

En Chile el mercado SPOT se establece conforme a un sistema de despacho

centralizado por orden de mrito de los costos variables de operacin de

las unidades generadoras, y precios basados en el costo marginal de corto

plazo del sistema elctrico.

Marco Conceptual y RegulatorioSpot Energa

Articulo N 149-LGSE

Las transferencias de energa entre empresas elctricas, que posean medios de

generacin operados en sincronismo con un sistema elctrico y que resulten de la

aplicacin de la coordinacin de la operacin a que se refiere el artculo 137, sern

valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantneos del sistema elctrico.

Estos costos sern calculados por el organismo de coordinacin de la operacin o

CDEC.

Los propietarios de empresas de generacin sincronizados al sistema elctrico tendr

derecho a vender la energa que evacue al sistema al costo marginal instantneo.

El detalle de los clculos asociados a los balances de energa se desarrollan bajo

el amparo de un procedimiento de los respectivos CDEC.


Caractersticas del Mercado SPOT:

Slo los generadores participan

El 100% de la demanda debe estar contratada (PPA)

Dualidad: Productor y Comercializador

Competitivo con seales de precio

Refleja costos reales

Precios libres y sin subsidios

Generadores deben declarar precios de combustibles y puntos de retiro

Precio de agua calculado por el coordinador

Cantidad de energa retirada depende de los contratos a declarar

El precio de la energa no depende de los contratos sino de la oferta

Balances a cargo del CDEC

Cadena de pagos a cargo del CDEC y con regulacin de la SEC

Generador coordinado no posee limites de contratacin


Balance de Energa:

Mensualmente los respectivos CDEC deben calcular las transferencias

de energa a fin de determinar la cadena de pagos entre los

generadores.

a) Orden de Mrito: Las empresas coordinas deben declarar

semanalmente los costos variables de sus centrales termicas,

productoras de energa. Complementariamente el CDEC calcula el costo

de oportunidad del agua de ese modo se realiza el lista de mrito pata el

despacho de las centrales. El despacho de las centrales se independiza

de los posibles contratos de retiro que las empresas de generacin

puedan poseer.

b) Despacho de Centrales: En base a la variacin de la demanda se

ajusta la oferta a menor costo de operacin, esto es, desde la central

ms econmica hasta la que posea los costos variables ms altos

Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa

b) Despacho de las Centrales

El despacho de las centrales es controlado y planificado por el CDEC. Esta entidad tambin est

encargada de cuantificar las ventas de energa a fin de realizar los pagos correspondientes entre

clientes-generadores y generadores-generadores.

Las centrales se despachan acorde los requerimientos de

demanda y por orden de merito (CMg)

Hidrologas secas provocan que los costos marginales sean altos.

Indisponibilidades de centrales baratas, provocan que los costos marginales se

eleven producto del despacho de centrales

ms caras.

Indisponibilidad de algn hidrocarburo e hidrologa seca pueden provocar el NO

abastecimiento de la demanda.



Production PPAsContract

price

BalanceCMg

Company

Commercial

Decision

Mandatory Pool

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

0 1000 2000GWh

US

$/M

Wh

RoR

Coal

Gas

TGs

Old Oil

plants

Reservoirs


0

100

200

300

400

500

600

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pri

ce (

US

$ / M

Wh

)

Demand (MW)

Dry scenario Water opportunity cost higher than LNG

Significant price

fluctuation

(180 - 280

US$/MWh)

Current Range of

Demand Fluctuation

Wind + RoR

Coal

LNG CC&OCReservoir

Diesel CC&OC

Diesel Turbines & Others


0

100

200

300

400

500

600

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pri

ce (

US

$ / M

Wh

)

Demand (MW)

Dry scenario Medium scenario Water opportunity cost higher than LNG Lower water opportunity cost

Significant price

fluctuation

(100 - 180

US$/MWh)

Current Range of

Demand Fluctuation

Wind + RoR

Coal

LNG CC&OCReservoir

Diesel CC&OC



Reservoir

Coal

Diesel CC & OC

LNG-CC & OC


0

100

200

300

400

500

600

0 2000 4000 6000 8000 10000

Pri

ce (

US

$ / M

Wh

)

Demand (MW)

Dry scenario Medium scenario Water opportunity cost higher than LNG Lower water opportunity cost

Significant price

fluctuation

(80 - 160 US$/MWh)

Current Range of

Demand Fluctuation

Wind + RoR

Coal

LNG CC&OCReservoir

Diesel CC&OC



Reservoir

Coal

Diesel CC & OC

LNG-CC & OC

Operacin Compleja del Sistema

Cmo usar la energa hidroelctrica "gratis" que est almacenada en losembalses, evitando as gastos de combustible con las unidadestermoelctricas.

La operacin de un sistema hidroelctrico es un problema acoplado en eltiempo, es decir, una decisin operativa hoy afecta el costo operativofuturo.

Existe un costo inmediato de generar versus costo futuro. Se debecomparar el beneficio inmediato del uso del agua con el beneficio futuroque resulta del almacenamiento de la misma.



Problema: Incertidumbre caudales afluentes.

Consecuencias Operativas

PERIODO FUTURO

Tipo de Afluente

(Caudales futuros)

PERIODO DE INCERTIDUMBRE

Decisin de Extraccin de

los embalses

PERIODO PRESENTE

Caudal turbinado grande

HmedosOK

Secos Dficit(Decisin Errada)

Caudal turbinado pequeo

HmedosVertimiento

(Decisin Errada)

Secos OK

e) Pagos entre generadores:

Finalmente, una vez determinados los balances de energa, se determinan

los generadores:

Excedentarios: generador que inyecta ms energa de la que retira,es decir, genera ms energa de la que tenia contratada.

Deficitarios: Generador que inyecta menos energa de la que retira, esdecir, genera menos de lo que tenia contratado

Los generadores deficitarios deben cancelarle a los excedentarios por la

energa suministrada para abastecer la energa que stos no pudieron

satisfacer.


C) Valorizacin de la Energa: La metodologa de costos marginales de la

energa supone que ante condiciones normales de operacin, el costo

marginal en cada una de las barras del sistema deben ser similares, esteconcepto tambin lleva el nombre sistema acoplado.


El costo marginal del sistema representar elcosto marginal de la central que ms cara

est abasteciendo la demanda.

La diferencia entre los costos marginales delas barras del sistema es provocada por

perdidas elctricas de las instalaciones de

transmisin. Para calcular esta diferencia se

utilizan los factores de penalizacin.

C) Valorizacin de la Energa: La metodologa de costos marginales de la

energa supone que ante condiciones normales de operacin, el costo

marginal en cada una de las barras del sistema deben ser similares, esteconcepto tambin lleva el nombre sistema acoplado.


El costo marginal del sistema representar elcosto marginal de la central que ms cara

est abasteciendo la demanda.

La diferencia entre los costos marginales delas barras del sistema es provocada por

perdidas elctricas de las instalaciones de

transmisin. Para calcular esta diferencia se

utilizan los factores de penalizacin.

En caso que una demanda no pueda serabastecida debido a problemas de capacidad

de transmisin, se requerir de

abastecimiento no econmico, provocando un

sistema desacoplado

D) Reconocimiento de las inyecciones y Retiros:

Inyecciones: con los costos marginales de cada una de las barras delsistema se cuantifican las inyecciones de energa de cada una de lascentrales. Este ejercicio se hace de manera horaria y se consolida una vez almes.

Retiros: Cada generador debe declarar los retiros que poseen, es decir loscontratos (no entrega detalles como US$/MWh ni tiempos de validez). Estosretiros son valorizados a costo marginal de la barra que el generador hayadeclarado.

Finalmente el CDEC valoriza los inyecciones y retiros para realizar el balancede energa, que en trminos simples se puede expresar de la siguienteforma:


jjii ECmgECmgEnergaBalance

Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)

Ingresos Contrato mes US$ (24hX30D)Generador MW Contrato (Carga-MW)

VALOR CONTRATO (US$/MWh)

Embalse Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 105 6.048.000,0

CC GNL Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 135 19.440.000,0

Carbn Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 1 100 95 6.840.000,0

Diesel Generador 4 (200 US$/MWh) 50 - - - -

Los puntos de inyeccin y retiro quedaran definido por los contratos entre generadores y

cargas respectivamente.

Los costos de la energa de los contratos no guardan relacin con los precios SPOT.

No es necesario que un generador inyecte energa para que perciba los ingresos por los

contratos que ste suscriba


Tipo ORDEN DE MRITO US$/MWh

Embalse Generador 1 60

Carbn Generador 3 80

CC GNL Generador 2 120

Diesel Generador 4 200

Balance Ventas y Retiro de Energa (24hx30D)

MWContrato

(Carga-MW)Precio

InyeccinPrecio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$) Ingresos-Retiros (US$) Condicin

Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 121,65 6.910.272 7.007.040 -148.608 Cumple Contrato



Generador 4 (200 US$/MWh) - - - - - - - -

Total (MW) 380,0 380 -421.488

CDEC realiza orden de Mrito, con el

despacho de las 3 centrales con menor

costo variable, a plena potencia, es

posible abastecer los 380 MW de

demanda.

Valores Restantes corresponden a los

Ingresos Tarifarios que se usan para

tarificar la Tx

Caso Base


Caso Base

BALANCE ECONMICO POR GENERADOR

MWContrato

(Carga-MW)Precio

InyeccinPrecio Retiro

Ingresos (US$)

Retiros (US$)

Ingresos-Retiros (US$) Condicin

Ingresos Contratos

Balance Econmico

Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 121,65 6.910.272 7.007.040 -148.608Cumple

Contrato 6.048.000,0 5.951.232


Contrato 19.440.000,0 19.285.920


Contrato 6.840.000,0 6.721.200

Generador 4 (200 US$/MWh) - - - - - - - - -

Total (MW) 386,0 380 -421.488

En un mercado acoplado los precios en las barras son todos similares.

Conjugando el mercado SPOT con los contratos bilaterales es posible visualizar los

beneficios asociados al segmento Gx

En la medida que un generador abastezca sus retiros de manera individual, no

presentar problemas financieros.







CDEC realiza orden de Mrito,

considerando la hidrologa seca, la

central de embalse slo puede generar

30 MW. Se debe despachar la central

diesel para abastecer el total de DDA.

Caso Hidrologa

Seca

Precio del Agua aumenta producto de

su escases


MWContrato (Carga-

MW)Precio

Inyeccin Precio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$)Ingresos-Retiros

(US$) Condicin

Generador 1 (60 US$/MWh) 30 Carga 1 80 198,90 202,10 4.296.240 11.640.960 -7.344.720 NO Cumple Contrato



Generador 4 (200 US$/MWh) 50 - - 200,00 - 7.200.000 - 7.200.000 EXCEDENTARIO

Total (MW) 380,0 380 -418.320

Generador 1, no puede abastecer el

contrato y debe comprar energa al

SPOT. En este caso deber pagarle al

generador 4 (diesel)


Caso Hidrologa

Seca


MWContrato

(Carga-MW)Precio

InyeccinPrecio Retiro

Ingresos (US$)

Retiros (US$)

Ingresos-Retiros (US$) Condicin

Ingresos Contratos

Balance Econmico

Generador 1 (77 US$/MWh) 30 Carga 1 80 198,90 202,10 4.296.240 11.640.960 -7.344.720 DEFICITARIO 6.048.000,0 -1.296.720


Contrato 19.440.000,0 19.224.000


Contrato 6.840.000,0 6.782.400


Total (MW) 380,0 380 -418.320

El generador 1 no produce lo suficiente para abastecer el total de sus retiros, se le considera como deficitario.

El generador 4, el ms caro, debe ser despachado para asegurar el abastecimiento de la DDA.

el generador 1 debe pagarle al generador 4 la energa suministrada.

Producto de que el costo marginal del sistema, al cual debi comprar la energa el generador 1, es muy alto, 200

US$/MWh, y a que el contrato slo le entrega un ingreso

de 105 US$/MW, el estado financiero de este generador

es negativo



MW Contrato (Carga-MW) Precio Inyeccin Precio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$) Ingresos-Retiros (US$) Condicin

Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 202,10 6.858.432 11.640.960 -4.782.528 Cumple Contrato

Generador 2 (120 US$/MWh) 160 Carga 2 200 120,00 121,07 13.824.000 17.434.080 -3.610.080 DEFICITARIO

Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 202,10 8.640.000 14.551.200 -5.911.200 Cumple Contrato


Total (MW) 380,0 380 -8.543.808

Las lnea de Tx NO

permite mayor

transferencia que 140

MW. Para abastecer la

DDA es necesario

despachar centrales no

econmicas

Caso Sistema

DesacopladoCDEC realiza orden de Mrito.

No obstante, la lista no puede

ejecutarse en un 100% ya que existen

limitaciones que provocan despachos

no econmicos y que el sistema se

desacople. Asimismo, las perdidas por

la lnea con limitaciones provocan altos

ingresos tarifarios (IT)







Caso Sistema

Desacoplado


MWContrato (Carga-

MW)Precio

Inyeccin Precio RetiroIngresos

(US$) Retiros (US$)Ingresos-Retiros

(US$) CondicinIngresos

ContratosBalance

Econmico

Generador 1 (77 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 202,10 6.858.432 11.640.960 -4.782.528 Cumple Contrato 6.048.000,0 1.265.472

Generador 2 (120 US$/MWh) 160 Carga 2 200 120,00 121,07 13.824.000 17.434.080 -3.610.080 DEFICITARIO 19.440.000,0 15.829.920

Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 202,10 8.640.000 14.551.200 -5.911.200 Cumple Contrato 6.840.000,0 928.800


Total (MW) 380,0 380 -8.543.808

El desacople produce que las barras desacopladas tengan un costo marginal muy alto.

El generador 1 y 3, si bien cumplen sus contratos, poseen altos niveles de perdidas financieras en el balance

de energa ya que sus retiros estn desacoplados.

Los ingresos tarifarios del sistema desacoplado son tan elevado que a veces pueden superar los costos de

inversin anualizados de transmisin.

Un sistema desacoplado es ineficiente y provoca desincentivo a la inversin.

Un mercado administrado a costo marginal entrega seales de mercado. Ello es as por elhecho que las decisiones de inversin de los agentes generadores son totalmente libres, lo

cual hace que si por alguna razn los costos marginales de energa y potencia no son

suficientemente atractivos, los inversionistas pospondrn sus proyectos con lo cual los precios

spot a costo marginal subirn hasta cubrir los costos medios de las alternativas de generacin

ms competitiva que puedan desarrollarse. Lo contrario ocurrir si los costos marginales se

hacen muy atractivos.

Los precios de los contratos no influyen ni en las decisiones de despacho ni en los costosmarginales del sistema.

La regulacin permite que cualquier coordinado adquiera contratos sin limitacin en losmontos, es decir, un generador puede tener contratos por ms energa de la que genera: sin

embargo, si este generador posee problemas de liquides producto de que los contratos no

reflejan el costo marginal (compra energa ms cara de lo que la vende), la cadena de pagos

del balance de energa se romper, provocando un desajuste financiero en todos los

involucrados.

Aunque el mercado SPOT es netamente de los generadores, la planificacin en la transmisines fundamental para mantener un mercado de precios eficiente y acoplado

Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (comentarios finales)

Curso Mercados Elctricos

Msc. Mauricio Olivares Araya

Profesor Departamento Ingeniera Elctrica

[email protected]

Facultad de Ingeniera

Departamento de Ingeniera Elctrica

Universidad de Santiago de Chile

Clase 4: Mercado SPOT Energa

clase 6- generación mercado spot

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