6533-el Mercado Eléctrico Mayorista 1e1ms

Universidad de Buenos Aires Facultad de Ingeniería

MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Índice • Transformación del Sector Eléctrico • Instituciones del Sector Eléctrico • Características del MEM • Agentes del MEM • GUMA • GUME • GUPA • Impuestos



Transformación del Sector Eléctrico

Rol del Estado • Planificador • Empresario

• Prestador de servicios • Fijador de precios Mercado cerrado

 Situación

de los Clientes

• pasivo •Valoración del servicio •Asociación de la calidad con el Gobierno o el Estado

En el nuevo esquema tenemos…

• Regulador

• Planificador?

• activo •……

Transformación del Sector Eléctrico  

Marco Normativo Ley 23696 de 1989. Reforma del Estado

Ley 23696 de 1989. Reforma del Estado Res. 38/91 SEE. Comienzo del funcionamiento del Mercado

Mayorista 

Ley 24065 de 1992. Ley de Transformación del Mercado Eléctrico (MEM)



……



Resoluciones de Secretaría de Energía (Los Procedimientos)

Transformación del Sector Eléctrico

Competencia en los sectores donde es posible hacerlo:  Generación del MEM.  Distribución: Los Grandes s pueden contratar directamente.  Transporte: en lo referente a las ampliaciones.

Regulación en los sectores donde NO hay competencia, se controla:

 Tarifas.  Calidad de servicio.  Obligaciones de los concesionarios de áreas monopólicas de Transporte y Distribución.

Transformación del Sector Eléctrico Se basa en la segmentación vertical de la Industria Eléctrica  Generación.  Transporte.  Distribución.

Transformación del Sector Eléctrico Se crean dos organismos para aplicar la normativa Organismo Encargado del Despacho (OED).

Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)

Instituciones del Sector Eléctrico  Secretaría de Energía Autoridad de Política Energética

Objetivos:  Definir la política sectorial en concordancia con las pautas establecidas por el Poder Ejecutivo Nacional.  Conducir las acciones tendientes a aplicar la política sectorial, orientando el proceso de adaptación de los nuevos operadores al interés general.  Resolver los recursos que se interpongan en contra del accionar de los entes reguladores de las actividades específicas.

Instituciones del Sector  Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE): Eléctrico Funciones y Facultades:  Hacer cumplir la ley 24.065 y controlar los contratos de concesión.  Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas discriminatorias  Dictar reglamentos en materia de:    

Seguridad Normas y procedimientos técnicos. Medición y facturación. Control y uso de medidores: interrupción y reconexión.

 Controlar calidad de servicio de las concesiones nacionales:  Calidad del producto técnico (nivel de tensión y perturbaciones).  Calidad del servicio técnico (frecuencia y duración de interrupciones).  Calidad del servicio comercial (atención comercial satisfactoria).

Instituciones del Sector Eléctrico  CAMMESA Es una empresa privada sin fines de lucro que istra el mercado eléctrico y realiza el despacho técnico. Accionistas por partes iguales: 

Secretaría de Energía.



Asociación de Generadores (AGEERA).



Asociación de Distribución (ADEERA).



Asociación de Transportistas (ATEERA).



Asociación de Grandes s (AGUEERA).

Instituciones del Sector  CAMMESA Eléctrico Funciones: 

Optimizar los Recursos



Maximizar la Seguridad del Sistema Eléctrico y la Calidad del Suministro



Planificar las necesidades de Potencia y Energía



Cálculo de las Transacciones Económicas de los Agentes del Mercado, Facturación y Liquidación de Ventas



Supervisar el Funcionamiento del Mercado a Término



Garantizar la Transparencia

Características del MEM El MEM se compone de: 

Un Mercado a Término: con contratos por cantidades, precios y condiciones libremente pactadas entre vendedor y comprador.



Un Mercado Spot: con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción medido en el centro de carga del sistema



Un Sistema de Estabilización Trimestral: de los precios previstos para el mercado spot, destinado a la compra de distribuidores.

Características del MEM

Características del MEM PROGRAMACION ESTACIONAL Horizonte : 3 años Período programado : 6 meses Ajuste: trimestral Previsión para cada semana del período PROGRAMACION SEMANAL Horizonte : 2 semanas Período programado: 1 semana Despacho para cada día de la semana PROGRAMACION DIARIA Horizonte : 1 día Período programado: 1 día Despacho horario OPERACION EN TIEMPO REAL Y REDESPACHO Horizonte: hasta las 24 Hs Redespacho del resto del día

PRECIOS ESTACIONALES

PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO SPOT

Características del MEM Precio Monómico vs. Esperado

Características del MEM Precio Monómico Anual

Transporte TRANSENER 7950 km 6450 MVA

EL BRACHO

RESISTENCIA

YACYRETA

ROMANG RECREO

MALVINAS RIO GRANDE

GRAN MENDOZA

STO TOME

COLONIA ELIA

EMBALSE ROSARIO

RODRIGUEZ EZEIZA HENDERSON

ABASTO

OLAVARRIA

PUELCHES

BAHIA

EL CHOCON PIEDRA DEL AGUILA

BLANCA CHOELE CHOEL

ALICURA

PTO MADRYN FUTALEUFU

TRANSPA 2217 km 1248 MVA

DISTROCUYO 1245 km 1025 MVA

SALTO GRANDE

ALMAFUERTE

PLANICIE BANDERITA

TRANSNOA 2464 km 956 MVA

TRANSBA 5524 km 2280 MVA TRANSNEA 836 km 601 MVA TRANSCOM 829 km 387 MVA

Características del MEM Factor de Nodo Relación entre el precio de la energía en un nodo y el precio en el Centro de carga del sistema (FN=1) PN(k)=PM*FN(k) Representa las pérdidas de energía FN <1; nodo nodo deficitario (exportador de energía) FN>1, nodo superavitario (importador de energía) 

Factor de Adaptación Relación entre el precio de la potencia en un nodo y el precio en el Centro de carga del sistema (FA=1) PotN(k)=PotM*FA(k) 

Agentes del MEM  Generadores

 Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como de INTERÉS GENERAL.  La Generación constituye una Actividad de Riesgo.  Colocan su producción en forma total o parcial en el sistema de Transporte y/o Distribución  Libre competencia, precios no regulados.  Libre ingreso al MEM.  Pueden celebrar contratos de suministro libremente pactados con Distribuidores y Grandes s.

Agentes del MEM

 Transportistas

Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como SERVICIO PÚBLICO  Transmiten y/o transforman la energía eléctrica desde el punto de entrega del Generador hasta el punto de recepción por el Distribuidor o Gran .  Son un monopolio natural, tienen precios y calidad del servicio regulados  Tienen que permitir el libre a terceros sus redes.  Los transportistas no pueden Comprar ni Vender electricidad.  Expansión de la Capacidad de Transporte mediante Concurso Público o Contrato entre Partes.

Agentes del MEM Distribuidores

 Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como SERVICIO PÚBLICO.

 Responsables de abastecer a s finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma independiente.  Son un monopolio natural, tienen precios y calidad del servicio regulados  Deben abastecer toda la demanda y sus incrementos. No puede alegar falta de suministro  Tienen que permitir el libre a terceros sus redes.

Agentes del MEM  Grandes

s

 Contratan en forma independiente y para su consumo propio su abastecimiento de energía eléctrica.  Pactan libremente el Precio de abastecimiento de energía eléctrica.  Existen tres categorías según Potencia y Energía consumida: • Grandes

s Mayores (GUMA)

• Grandes

s Menores (GUME)

• Grandes

s Particulares (GUPA)

Agentes del MEM 

Autogeneradores  Tienen las mismas características que un GUMA cuando compran y que un generador cuando venden



 Además, genera energía eléctrica como producto secundario, siendo su propósito principal la producción de bienes y/o servicios. Cogeneradores  Genera conjuntamente energía eléctrica y vapor u otra forma de energía para fines industriales, comerciales de calentamiento o de enfriamiento.

Características del MEM Evolución de la Cantidad de Agentes

Características del MEM Evolución de la Cantidad de Contratos

S : Alternativas de Abastecimiento 

Comprar energía al distribuidor, con lo cual es él quien asume la garantía del suministro y le fija la tarifa.



Ser Gran del MEM con contratos en el Mercado a Término y compra en el Mercado Spot del resto y conseguir con ello menores costos. La demanda que se compra al Spot no tiene garantía de suministro.

S : Alternativas de Abastecimiento Básicamente se puede optar en función de la demanda de potencia en alguna banda horaria:  GUPa: 30 kW > Pot. Máx >100 kW y sin medición por banda horaria 

GUMe

30 kW > Pot. Máx >2000 kW 

GUMa

1000 kW > Pot. Máx y 4380 MWh año

Gran Mayor Características básicas 

Potencia demandada, 1MW mínimo.



Contratos de abastecimiento por el 50% de la demanda de energía prevista como mínimo.



Compra o vende sus déficit o excedentes en el Mercado Spot.

Gran Mayor

Obligaciones 

Contratar bloque fijo de energía y potencia, las diferencias las transa en el Mercado Spot



Instalar Sistema de Medición Comercial (SMEC)



Establecer un Esquema de Alivio de Carga



Establecer un depósito de Garantía por sus operaciones istradas por CAMMESA, en caso de ser necesario.



Pagar gastos istrativos a CAMMESA



Informar demanda prevista trimestralmente a CAMMESA para base de datos Estacional

Esquema de alivio de carga    

Especificado en el Procedimiento Técnico Nº 4 Responsables: Distribuidores, GUMAs, Autogeneradores Convenios entre agentes – Nodo Equivalentes de carga (NEC) Esquema vigente – – – –

 

Frecuencia absoluta, 7 escalones Derivada, 2 escalones Reestablecimiento Total 42% de la demanda

Esquema simplificado GUMAs < 5 MW Existen modificaciones en marcha en función de la resolución SE 334/02

Sistema de Medición Comercial SMEC - ASPECTOS PRINCIPALES 

Responsabilidad de los agentes sobre el SMEC



Independencia del sistema SMEC



Medición y registro In Situ



Calidad de la Medición



Redundancia de la Medición



Adquisición remota por red telefónica



Estructura descentralizada de recolección



Auditoría



Penalidades

Transacciones económicas de los GUMA

Cargos que abona el GUMA 

Compras en el MEM – Energía – Potencia – Reserva de Potencia



Peaje – Uso de las redes de transporte – Res. SE 406/95 y sucedáneas – Cuadro Tarifario



Otros – Servicios Asociados y de Reserva de Potencia e Instantánea (SRI) – Gastos CAMMESA

Operación de Grandes Consumidores

Contratos de Abastecimiento CARACTERISTICAS  Se pactan libremente condiciones, plazos, precios y cantidades.  Son contratos sujetos a las regulaciones del MEM.  Son de conocimiento público y deben ser informados a CAMMESA.  CAMMESA es la responsable de istrarlos, realizando:  El seguimiento de los apartamientos entre el

contrato y la generación ó consumo real.  La facturación de los saldos y los servicios de

transporte.

Contratos de Abastecimiento   

Afectan solo la transacción comercial No afectan el despacho económico de las unidades de generación Contratos:  De Disponibilidad de Potencia  Se compromete la disponibilidad de potencia de máquinas de un Generador como respaldo para ser convocada por el agente contratante  De abastecimiento  Se compromete el abastecimiento de una demanda de energía, con una forma prefijada a lo largo del período de vigencia, representada como una curva de demanda por intervalo Spot. El vendedor garantiza la entrega de esa energía.  De Potencia Firme  Contratos de importación y exportación  De Energía  Idem que el contrato de Abastecimiento, salvo que la garantía de abastecimiento de este tipo de contrato es sólo la oferta del Mercado Spot en el nodo de compra del contratante.

Contratos de abastecimiento Modalidades de Contratación:      

Curva horaria de potencia prevista Curva horaria de potencia real Porcentaje de demanda prevista (PP) Porcentaje de demanda real (PR) Demanda prevista no contratada (RP) Demanda real no contratada (RR)

Duración mínima: 1 mes

Ventajas de los Contratos a Término



Menor precio de Energía y Potencia



Posibilidad de negociación de condiciones



Precio fijo o predecible a lo largo del contrato



Prioridad de suministro

Posibilidades de las demandas de los GUMA 

Alto factor de utilización



Máxima carga desplazada del pico del sistema



Reducción de consumo coincidente con los períodos estacionales de escasez.



Interrumpibilidad del consumo ante requerimiento del sistema en salidas de corto y largo plazo.

Curvas de Cargas Típicas de Grandes Consumidores Industria Manufacturera

1600

1400

Consumo [MW]

1200

1000 HABIL 800

SABADO DOMINGO

600

400

200

0 1:00

Industria de Proceso Contínuo 1500

1400

Consumo [MW ]

1300

1200

1100

HABIL SABADO

1000

DOMINGO

900

800

700

600

500 1:00

3:00

5:00

7:00

9:00

11:00

13:00

15:00

17:00

19:00

21:00

23:00

3:00

5:00

7:00

9:00

11:00

13:00

15:00

17:00

19:00

21:00

23:00

Gran Interrumpible % de corte 5 minutos

Tiempo de reacción

Tiempo de duración

ahorra

No participa

10 minutos

10%

≤ 10 min.

1 hora

100%

20 minutos

10%

≤ 20 min.

5 horas

100%

4 horas

10%

≤ 1 hora

5 horas pico

100%

Confiabilid ad

No definida aún por Secretaría de Energía

Máx. req. térmico

23,4%

23,4%

 



 

SRI - Servicio de Reserva Instantánea

Objeto: disminuir el número de cortes por alivio de carga Participan: GUMAs, conversoras de frecuencia y centrales de bombeo Oferentes: retiro de demanda (min. 1MW) en 49,4 Hz Precio: ofertado con techo 1,35$/MW No oferentes: retiran demanda (10%) en 49,3 Hz, sin crédito ni débito Demandantes: retiran 3% de la demanda en 49,0 Hz (primer escalón de alivio de carga) y abonan SRI Precio : 3,99$/MW (correspondiente a Octubre 02)

Prestación Adicional de la Función Técnica del  Resolución SE 428/98ódefine límites para la Transporte Peaje 

aplicación de la res SE 406 SE/95 Según Res. SE 406/95 y complementarias

Incluye 3 cargos: Capacidad de transporte (CFPP) Energía Transportada (CVPE) Uso de Transporte de otros agentes (CUST) 

Según Cuadro tarifario: Cuadros Tarifarios de distribución (EDENOR, EDESUR, EDELAP, etc)

Condiciones Básicas del Gran Menor: 

Potencia demandada, entre 30 y 2000 kW.



Contratos de abastecimiento por la totalidad de la demanda prevista.



NO opera en el Mercado Spot.



Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte.

Características del GUME 

Contrata demanda energía total leída. Curva de carga libre, fija solo Potencia máxima en horas pico y horas fuera de pico



No transa en el Mercado SPOT



Utiliza medidores y relé de subfrecuencia de la distribuidora



Paga gastos por servicios a la distribuidora. No informa consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora.

Condiciones Básicas del Gran Particular: 

Potencia demandada, entre 30 y 100 kW.



Contratos de abastecimiento por la totalidad de la demanda prevista.



NO posee medidor con discriminación por banda horaria



NO opera en el Mercado Spot.



Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte.

Características del GUPA 

Contrata demanda energía total leída. Curva de carga libre, fija solo Potencia máxima en horas pico y horas fuera de pico



No transa en el Mercado SPOT



Utiliza medidores y relé de subfrecuencia de la distribuidora



NO posee medidor capaz de discriminar por banda horaria. Su consumo de energía se distribuye en función de coeficientes.



Paga gastos por servicios a la distribuidora. No informa consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora.

Impuestos a la Comercialización la que Energía Tasas de especificas pagan los agentesEléctrica del MEM

Gastos ENRE (excepto los Grandes s)  Gastos CAMMESA Específicos de la Prov. de Buenos Aires  Servicio de electricidad, Ley 7.290 y modificaciones  Gravamen consumo de Gas Ley 8.474.  Gravamen grandes obras eléctricas provinciales, Ley 9.038  Aporte ley 9.226, canon Provincial y Municipal.  Tasas municipales para habilitación de comercios e industrias.  Tasas municipales por inspección de seguridad e higiene. Específicos de la Capital Federal  Canon municipal sobre venta de energía eléctrica. 

Fin de la presentación

Gracias

Horas de Pago de Potencia

Día Tipo

1

Hábil Sábado Domingo

X

2

3

4

5

6

7

8

Total

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

16

X

X

X

X

X

6

X

X

X

X

4

PAFTT – Res. SE 406 ALTERNATIVAS 

Alternativa A: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones de AT.



Alternativa B: PAFTT realizada mediante instalaciones de AT, la transformación AT/MT e instalaciones de MT.



Alternativa C: PAFTT realizada mediante la transformación AT/MT e instalaciones de MT.



Alternativa D: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones de MT.

PAFTT – Res. SE 406/96 Datos de Prog. / Reprog. Estacional KRP CDF

$/MW-mes

KRE CUST

$/MW-mes

PPOT

$/kW-mes

PEpico

$/MWh

PEresto

$/MWh

PEvalle

$/MWh

PAFTT – Res. SE 406/96 CARGO FIJO CFPP [$ mes] = (PPOT*KRP+CDF)*PMax CUST [$ mes] = CUST*Pmax CARGO VARIABLE CVPEv [$ mes] = PEvalle*KRE*Evalle CVPEr [$ mes] = PEresto*KRE*Eresto CVPEp [$ mes] = PEpico*KRE*Epico

Formación Precio SPOT $/MWh

Invierno

Verano

MW

Formación Precio SPOT $/MWh

Costo de Generación vs Potencia acumulada

120 100 80

2000

1998

1995

60 40 20 0 0

1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000 MW

Formación Precio SPOT Costo Marginal Térmico

CMTERM(h) = mín( mínq1(CMM(h)q1), mínq2(CMM(h)q2 * CMM = Costo Marginal en el Mercado * q1 = máquina térmica generando vinculada al Mercado o máquina falla despachada, con potencia disponible en reserva en la hora "h". * q2 = máquina térmica vinculada al Mercado que no está generando y podría entrar en servicio y entregar potencia en la hora "h" de ser requerida, o máquina falla no despachada en la hora "h". No resultan incluidas dentro de este grupo las máquinas indisponibles, máquinas disponibles paradas que no podrían entregar su potencia por falta de capacidad de transporte, y las máquinas disponibles paradas cuyo tiempo requerido para arrancar y tomar carga sea superior a una hora.

Formación Precio SPOT Costo Marginal Hidráulico

CMHID(h) = mín c1 ( VA (h) c1 )

* VA = valor del agua * c1 = central hidroeléctrica generando por despacho, no exclusivamente forzada por restricciones, y con potencia disponible en reserva en la hora "h".

Formación Precio SPOT Precio de la Energía por Despacho a)

Si en el parque térmico generando, incluidas las máquinas fallas despachadas, existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho (PD) está dado por el máximo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico.

PD(h) = máx ( CMHID(h), CMTERM(h) ) b)

Si el parque térmico generando incluidas las máquinas fallas despachadas está completo, o sea no existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho está dado por el mínimo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico.

PD(h) = min ( CMHID(h), CMTERM(h) )

Formación Precio SPOT Precio de Mercado

PM(h) = máx. ( PMMIN(h) , mín. (PMMAX(h), PD(h)) ) * PMMIN = se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior, salvo que la demanda esté disminuyendo y/o que en la hora "h" se modifique la oferta, ya sea por quedar disponible una máquina o por incrementarse la oferta de gas, o se realice un redespacho en cuyo caso es cero. Para la banda horaria de pico de un día hábil, si el valor así calculado resulta menor que el Precio Mínimo de Pico (PMINPI) definido en el predespacho, el Precio Piso será dicho precio mínimo. * PMMAX = se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior , salvo que la demanda esté creciendo y/o que en la hora "h" se modifique la oferta, ya sea por quedar indisponible y salir de servicio una máquina o por disminuir la oferta de gas, o se realice un redespacho en cuyo caso es el costo de la energía no suministrada (CENS).