Estructura y funciones de un operador independiente

Transcripción

Estructura y funciones de un
operador independiente
Alumnos:
Juan Pablo Avalos
Roger M. Mellado
Profesor Guía:
Hugh Rudnick V.
Facultad de Ingeniería
Pontificia Universidad Católica De Chile
MAYO DE 2012
TEMARIO: ESTRUCTURA Y FUNCIONES DE UN OPERADOR INDEPENDIENTE
CONTENIDO DEL INFORME
1
I TRODUCCIÓ .................................................................................................................................. 2
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................................................................... 2
1.2 OBJETIVOS ............................................................................................................................................ 3
1.2.1
Objetivo general:........................................................................................................................ 3
1.2.2
Objetivos específicos: ................................................................................................................. 3
1.3 ALCANCES DEL TRABAJO ...................................................................................................................... 3
2
ESQUEMAS DE ORGA IZACIÓ E LA I DUSTRIA ELÉCTRICA ....................................... 4
2.1 MODELOS DE ORGANIZACIÓN DE MERCADO ........................................................................................ 4
2.1.1
Modelo Pool ............................................................................................................................... 5
2.1.2
Modelo de Contratos Bilaterales Físicos ................................................................................... 6
2.2 LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................................................. 7
2.2.1
Operador Independiente del Sistema (ISO)................................................................................ 7
2.2.2
Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO) .................................................... 9
2.3 OBJETIVOS Y FUNCIONES DE LOS OPERADORES ....................................................................................10
2.4 ALTERNATIVAS Y MODELOS EXISTENTES .............................................................................................10
3
A ÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES E EL MU DO ..................................................12
3.1
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
4
CO TEXTO CHILE O PARA EL OPERADOR DEL SISTEMA.................................................75
4.1
4.2
5
MARCO REGULATORIO .........................................................................................................................75
ANÁLISIS DE LAS RECOMENDACIONES ELABORADAS POR EL CADE....................................................77
BE CHMARKI G DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS ORGA ISMOS ............................82
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
6
CASO CHILE: CDEC ............................................................................................................................12
CASO NYISO.......................................................................................................................................20
CASO PJM ...........................................................................................................................................31
CASO XM ............................................................................................................................................39
CASO ERCOT......................................................................................................................................51
CASO OMEL .......................................................................................................................................62
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL OPERADOR ..................................................................................83
ESTRUCTURA Y ROL DEL DIRECTORIO .................................................................................................85
PRINCIPALES ACTIVIDADES PROVISTAS A LOS COORDINADOS ..............................................................87
FUNCIONES DEL OPERADOR .................................................................................................................88
EXISTENCIA DE ORGANISMO DE MONITOREO DEL MERCADO ..............................................................89
FINANCIAMIENTO DEL ORGANISMO .....................................................................................................91
CO CLUSIO ES Y PROPOSICIO ES DE MEJORAMIE TO PARA EL CDEC CHILE O 92
BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................................94
Curso: Mercados Eléctricos
Seminario: Estructura y funciones de un operador independiente
1
1
INTRODUCCIÓN
La desregulación de los mercados eléctricos, tiene como objetivo incrementar
participación del sector privado y con ello, la competencia por el abastecimiento de
los consumidores finales. Para viabilizar esto, resulta imprescindible la separación
de los sectores de la industria, y en particular, la propiedad y administración del
sector generación, de la propiedad y administración del sector transmisión.
Con la desintegración, se crea una serie de actores en cada uno de los sectores de
la industria, donde cada uno se ocupa de actividades específicas, que atendiendo a
su carácter privado, buscan maximizar el beneficio económico. Lo anterior, en un
contexto de grandes sistemas eléctricos interconectados.
Surge entonces, la necesidad de realizar la operación del sistema y del mercado,
de tal forma que respetando el marco regulatorio vigente, permita a los agentes
del desarrollar sus negocios, en un ambiente no discriminatorio, confiable, y
transparente, entre otras características.
Esta operación del sistema y del mercado, es asignada a un ente específico, cuya
labor constituye la piedra angular del desarrollo de las actividades de los agentes
en el mercado.
Diversos modelos han sido adoptados para realizar la labor del operador, con
características que varían notablemente de país a país.
EEUU ha concebido un modelo basado en un operador independiente, con activos
y autonomía. En el Reino Unido, se adoptó un modelo en el que en un principio la
labor de la operación se asignó al propietario de las redes de transmisión.
En otros países, la operación reside en un órgano, que se encarga tanto de la
operación del sistema como del mercado, el que puede de carácter privado, estatal
o de una combinación de ambos.
1.1 Planteamiento del Problema
Concordante con lo anterior, el presente estudio busca realizar una comparación
de los distintos esquemas de organización del operador del sistema en la industria
eléctrica y sobre la base de parámetros internacionales, identificar puntos de
mejora y factores críticos del modelo chileno, residente en el Centro de Despacho
Económico de Carga.
2
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general:
Realizar un análisis crítico de los modelos de organización del operador del sistema
en la industria eléctrica, identificando con ello puntos de mejora y factores críticos
del modelo chileno.
1.2.2 Objetivos específicos:
•
Realizar un análisis y descripción conceptual de los esquemas de
organización de la industria eléctrica.
•
Analizar experiencias internacionales de los modelos de operadores del
sistema implementados en distintos países del mundo.
•
Analizar el contexto chileno para el operador del sistema eléctrico.
•
Desarrollar un benchmarking de las características de los organismos que
realizan la operación de los sistemas eléctricos analizados.
•
Aportar elementos, conclusiones y proposiciones de mejoramiento para el
CDEC chileno.
1.3 Alcances del trabajo
El desarrollo de este trabajo implica desarrollar una revisión de los principales
conceptos teóricos asociados con la organización de la industria eléctrica, centrada
en las actividades del operador del sistema y del mercado.
En este sentido, para el logro de los objetivos, la presente investigación contempla
el análisis de la experiencia internacional de algunos mercados pre-definidos, el
estudio acabado de la experiencia chilena, del marco regulatorio chileno, de las
propuestas de las críticas realizadas por los incumbentes y de la Comisión Asesora
para el Desarrollo Eléctrico (CADE).
A partir de lo indicado, se realizara una identificación de los aspectos más
relevantes y proposiciones para su mejora.
3
2
ESQUEMAS DE ORGANIZACIÓN EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA
2.1 Modelos de Organización de Mercado
El principal fundamento en el cual se basa la actividad competitiva de los mercados
eléctricos es la existencia de un mercado mayorista organizado de energía
eléctrica. Una de las condicionantes para la existencia de un mercado mayorista de
electricidad es la coordinación entre los diversos participantes: generadores,
empresas de transmisión y consumidores, requeridos para realizar el suministro de
energía. Aunque cada sistema eléctrico desarrolla su modelo de coordinación de
acuerdo a su situación particular, es posible distinguir dos modelos de organización
de un mercado eléctrico que corresponden a dos paradigmas o formas de entender
el mercado de la electricidad. El modelo bilateral se basa en la idea que la
eficiencia económica en el mercado (señal de precio eficiente) se logra a través de
transacciones bilaterales directas entre los participantes mientras que el modelo
Pool defiende la idea que debe existir un organismo (pool) el cual debe conducir al
mercado a lograr la eficiencia económica.
Una clasificación amplia es aquella que separa los mercados competitivos
existentes en los que tienen una estructura centralizada y aquellos con un énfasis
en la descentralización en la toma de decisiones [1].
La teoría ha concebido diversas formas de organización para un mercado eléctrico
competitivo [2].
Las estructuras implementadas en la actualidad nacen de la nueva forma de
concebir el sector, a través de la cual se puede identificar diversas actividades de
naturaleza técnica y económica muy distintas, pero necesarias para suministrar la
energía requerida por los consumidores del sistema. Las funciones del mercado
mayorista que son centrales en esta diferenciación son las siguientes:
•
Funciones del Operador del Sistema (OS). Son aquellas relacionadas
con la operación y control del sistema eléctrico. Tienen por objetivo
garantizar el correcto funcionamiento del sistema, bajo condiciones seguras
y confiables, balanceando demanda y oferta de electricidad a través del
despacho en tiempo real.
•
Funciones del Operador del Mercado (OM). Se identifica dos grandes
tipos claramente identificables:
•
Operación económica: Optimización de los recursos de generación
y transmisión. Consisten en las funciones relacionadas con el
comercio de electricidad, planificación y selección de las
transacciones de energía en diferentes horizontes de tiempo.
•
Operación comercial: Administración del mercado.
4
La siguiente figura muestra la operación del sistema y la combinación de la
operación económica y comercial, también conocida como la operación del
mercado:
FUNCIONES MERCADO MAYORISTA
OPERACIÓN DE MERCADO
OPERACIÓN
COMERCIAL
OPERACIÓN DE SISTEMA
OPERACIÓN FÍSICA
OPERACIÓN
ECONÓMICA
Figura N° 1
Funciones del mercado mayorista.
A partir de la identificación de estas actividades y su asignación a diferentes
agentes del sistema, la implementación práctica del mercado mayorista adopta
diversas formas. Entre las variantes particulares del sector eléctrico de cada país,
se distinguen los modelos de organización mencionados anteriormente, el Modelo
Pool y el Modelo de Contratos Bilaterales.
2.1.1 Modelo Pool
Este modelo de operación confía a un único organismo, el Pool, las funciones de
operador del sistema y operador del mercado mayorista, es decir, el Pool es el
organismo encargado de realizar la operación económica, comercial y coordinar la
operación física del sistema eléctrico. En este sentido, las funciones son realizadas
por el operador de mercado y un operador de sistema [3, 4].
En el modelo Pool clásico, suministradores y consumidores no establecen
relaciones comerciales directas entre ellos. Las compras y ventas de energía son
determinadas y valorizadas por el OM, basándose en una optimización de los
costos totales del sistema. Para ello, dependiendo del esquema elegido,
suministradores y consumidores emiten ofertas o curvas de costos al OM. El plan
de operación resultante es transferido a el o los OS, quienes verifican la factibilidad
técnica del mismo. De esta forma, el OS realiza las correcciones necesarias al plan
de operación y determina los servicios auxiliares requeridos. Para las distintas
etapas del procedimiento anteriormente descrito, se definen fechas y horarios que
deben ser respetados por todos los participantes del Pool [4].
En este modelo, la operación física de las unidades de generación está
subordinada al despacho realizado por el Pool al determinar los precios spot. Los
5
generadores son despachados siempre y cuando el precio ofertado por cada uno
de ellos sea inferior al precio spot. Los contratos bilaterales ente empresas de
generación y clientes son contratos financieros, ya que la energía requerida por el
cliente será suministrada por las empresas que fueron despachadas por el Pool. En
caso que la energía generadora propietaria del contrato no entrase en servicio,
ésta deberá recompensar a las empresas que proveyeron a su cliente, pagan la
energía al precio spot.
2.1.2 Modelo de Contratos Bilaterales Físicos
Este modelo, entrega la operación física del sistema: balance oferta-demanda en
tiempo real, provisión de servicios complementarios y operación del sistema de
transmisión, a un “operador independiente del sistema” (Independent System
Operator). El ISO tiene además la responsabilidad de administrar la tarifa de
transmisión.
La operación económica es dejada a los propios agentes del sistema. Existe una
bolsa de energía (Power Exchange o PX) la cual opera como corporación sin fines
de lucro y posee la responsabilidad de proveer una instancia, con acceso abierto y
no discriminatorio, donde los generadores y consumidores, en forma anónima,
compran y venden energía a entregar en un futuro inmediato. Las transacciones
en el PX se realizan mediante un mecanismo de ofertas, tanto de compra como
venta, las cuales ofrecen un precio de acuerdo al nivel de energía. Una vez
recibidas las ofertas, el PX construye las curvas de oferta y demanda para cada
hora del día para realizar la casación, obteniendo de esta manera: las empresas de
generación que entran en servicio; la cantidad de energía a generar por cada una
de ellas; y el precio spot del sistema. Con esta información se elabora un programa
de despacho el cual es enviado al ISO para que realice la verificación de la
factibilidad de éste, considerando eventuales restricciones de transmisión.
Por último la operación comercial se realiza como resultado de la operación física y
de la operación económica.
Una característica fundamental de este modelo es que los acuerdos entre agentes
sirven de base al despacho de las unidades generadoras, esto es, se despacha la
unidad contratada, no la de menor costo marginal como en el pool [3]. Mediante el
contrato de abastecimiento de energía, el suministrador asegura la inyección en el
sistema de la potencia especificada en un plan de operación. Por su parte, las
cargas administradas por el consumidor que integra el contrato, deben orientar sus
consumos a la potencia especificada en el plan de operación antes mencionado
[4].
Los generadores y clientes no están obligados a transar en el PX. Existe la opción
de de firmar “contratos bilaterales físicos”, los cuales permiten que unidades de
generación entren en operación para abastecer directamente a sus clientes. Este
tipo de contratos son recolectados por organismos conocidos como “coordinadores
6
de programación” (Sheduling Coordinators o SC) las cuales confeccionan un
programa de generación que es finalmente enviado al operador del sistema para la
verificación de factibilidad.
Los contratos bilaterales físicos en un modelo ISO-PX cobran gran relevancia
desplazando al PX a una labor de mercado residual. En el caso del sistema
eléctrico Californiano, se estima que alrededor de un 80% de la energía producida
es la transada a través de contratos bilaterales.
Sin perjuicio de lo anterior, en un modelo de transacciones bilaterales puro, con
sólo este tipo de acuerdos, no existe homogeneidad en las transacciones, ni
tampoco existe seguridad respecto del valor en el precio de despeje del mercado
[1].
Bajo este tipo de esquemas de organización, tanto compradores como vendedores
de energía deben buscar en el mercado para descubrir precios por medio de
publicidad, servicios de información proporcionados por entidades dependientes de
los organismos reguladores y comparación de ofertas. En este sentido, una
comparación con el modelo pool indica que este último permite ahorros
importantes, porque evita la búsqueda de la oferta más conveniente.
2.2 La Operación del Sistema Eléctrico
En una mirada global, existen dos opciones básicas para la operación del sistema,
que son:
•
Operador Independiente del Sistema (ISO, por sus siglas en inglés).
•
Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO, por sus siglas
en inglés).
2.2.1 Operador Independiente del Sistema (ISO)
a. Descripción:
El ISO tiene responsabilidad de controlar el acceso y el uso de la red de
transmisión, que hacen los generadores y los comercializadores [5].
La red de transmisión puede ser de propiedad de los generadores o
comercializadores, pero el control en tiempo real de la operación es de
responsabilidad del ISO. Esto, para garantizar que la propiedad de los activos de
7
transmisión no limita la libre competencia en el mercado ó facilita conductas
anticompetitivas de los generadores o distribuidores integrados.
Todos los operadores de sistema, por definición, realizan el control de la operación
física del sistema del cual son responsables. Sin embargo, no todos manejan la
gama completa de los mercados de la energía potencial que pueden existir en un
modelo competitivo. Los mercados de la energía específicos, pueden ser
conducidos por terceros (a menudo los subsidiarias de otros operadores del
sistema) o no existir simplemente (por ejemplo. los mercados para “financial
transmission Rights”).
En E.E.U.U. se ha seguido el modelo del Operador Independiente del Sistema
(ISO), el cual también es conocido como Organización Regional de la Transmisión
(RTO).
b. Características y funciones del ISO
La Comisión Regulatoria Federal de Energía de E.E.U.U. (FERC) ha definido el
conjunto mínimo de características y funciones para el ISO/RTO (FERC Order
2000/1999):
•
•
•
•
Independencia
Configuración y alcance regional
Autoridad operacional
Confiabilidad a corto plazo
En estricto rigor, el modelo ISO tiene dos acepciones: ISA (Independent Sheduling
Administrator) que coordina las acciones de sistemas de transporte que siguen
siendo operados por sus dueños e ISO que realiza la operación de forma
independiente de los dueños de las redes.
Los operadores de sistema pueden realizar un gran número de funciones, pero no
necesariamente deben realizarlas todas para constituir un ISO. Las funciones
mínimas son las siguientes:
•
•
•
•
•
•
•
•
Administración y diseño tarifario
Gestión de la congestión
Parallel Path Flow
Manejo y administración de los Ancillary Services
Determinación de: Capacidad total de transmisión (TTC, sus siglas en
inglés) y capacidad de transmission disponible (ATC, sus siglas en inglés)
Monitoreo del Mercado.
Planificación y Expansion
Coordinación Interregional
8
2.2.2 Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO)
a. Descripción
Las redes eléctricas son el soporte físico del mercado, ya que ponen en contacto la
oferta y demanda, siendo fundamentales para seguridad y calidad de suministro.
Además, las redes facilitan la reposición del servicio, la gestión de excedentes
regionales y facilitan la elección de emplazamientos.
En el sector eléctrico la solución competitiva se realiza separando las actividades
de transporte y distribución, que constituyen un “monopolio natural” y deben ser
reguladas de la forma más eficiente, de la generación y la comercialización que,
con derecho de acceso a las redes, pueden abrirse a la competencia.
Dicho de otra forma, la segregación de las redes o de su operación del resto de las
actividades es condición necesaria, pero no suficiente para el desarrollo de un
mercado competitivo.
En este contexto, surge un modelo de operación ITSO cuando existe, entidad
(literamente una sola, o al menos claramente dominante; con o sin ánimo de
lucro) que opera la red de transmisión de acuerdo a estándares de seguridad
predefinidos y que a la vez, es propietaria de todos o gran parte de los activos que
componen la red de transmisión.
En Inglaterra y Gales se utilizó un modelo TSO para facilitar la competencia, con la
creación de la National Grid Company (NGC). NGC es un operador de sistema
independiente de transmisión (ITSO), propietario de la red. Esta propiedad fue
posteriormente dividida ente los operadores regionales (RECs) [5].
b. Características y funciones del ITSO
Las características que permiten reconocer la existencia de un ITSO, es cuando
una entidad realizas las siguientes funciones:
i.
ii.
iii.
iv.
Efectúa la operación técnica de un sistema eléctrico, dado estándares de
seguridad.
Es propietaria de todos o gran parte de los activos que componen la red.
Planifica y ejecuta su mantenimiento.
Por consiguiente, prevé y desarrolla la expansión de la red de transporte.
En el caso TSO, tanto la operación del sistema como los activos de red y su
mantenimiento están radicalmente segregados de los agentes que compiten en
generación y comercialización. En el caso del ISO esta segregación se refiere
solo a la operación del sistema.
9
2.3 Objetivos y funciones de los operadores
Un objetivo común del ISO y del ITSO es que ambos buscan facilitar el incremento
de las actividades comerciales, en el área sobre la cual tienen control.
2.4 Alternativas y modelos existentes
De acuerdo a lo anterior, la operación física del sistema se puede resumir en los
modelos que se muestran en la siguiente figura:
Figura N° 2
Modelos de operación física. Fuente: El libro de los 20 años, Redes Eléctricas de
España 1985-2005.
En la siguiente figura, se muestran los modelos que han optado los países de la
Unión Europea, donde destaca el modelo TSO.
10
Figura N° 3
Modelos seleccionados por países de la Unión Europea..
11
3
ANÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES EN EL MUNDO
3.1 Caso Chile: CDEC
a. Descripción y Organización
•
Tamaño del mercado bajo coordinación
Existen en Chile cuatro sistemas eléctricos interconectados. El Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING) con un 28,06% de la capacidad instalada
en el país; el Sistema Interconectado Central (SIC), con un 71,03% de la
capacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la
Región XI con un 0,29% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que
abastece la Región XII con un 0,62% de la capacidad instalada en el país.
El Sistema Interconectado Central de la República de Chile, está constituido por los
sistemas de transmisión y las centrales generadoras que operan interconectadas
desde la rada de Paposo por el norte (Segunda región), hasta la isla grande de
Chiloé por el sur (Décima región). Este Sistema, que es el mayor de los cuatro
sistemas eléctricos que suministran energía al territorio chileno tiene una cobertura
de abastecimiento que alcanza a cerca del 92,2% de la población del total del país.
La capacidad instalada y demanda máxima del año 2010, fue de 12147,1 MW y
6482,1 MW, respectivamente.
El SING está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas de
transmisión interconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en las
regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta y del país.
Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes
clientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no
sometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en las
empresas de distribución que abastecen los clientes sometidos a regulación de
precios.
La capacidad instalada y demanda máxima del año 2010, fue de 3698,7 MW y
1998,0 MW, respectivamente.
•
Tipo de Operador: controlador del organismo
De acuerdo a lo indicado en el punto en el marco regulatorio del sector eléctrico de
Chile, las instalaciones eléctricas de un sistema eléctrico deben operar
interconectadas entre sí a través del Centro de Despacho Económico de Carga
(CDEC) para cumplir con las exigencias indicadas en la ley.
Los CDEC, como organización cuentan con una Dirección de Operación, una
Dirección de Peajes y una Dirección de Administración y Presupuesto donde sus
12
funciones de cada una de estas Direcciones son descritas en el Reglamento
respectivo.
En la siguiente figura se presenta el organigrama del CDEC.
Figura N° 4
Estructura organización del CDEC.
De acuerdo a los sistemas descritos en la sección anterior, el SIC y el SING tienen
una capacidad instalada mayor a 300MW, por lo que requieren ser coordinados por
un CDEC. En este sentido, se da origen al CDEC-SIC y CDEC-SING, organismos que
tienen por obligación operativa realizar la operación económica, operación física y
operación comercial de dichos sistemas.
En particular, para cumplir con las exigencias legales vigentes, el CDEC debe
realizar las siguientes tareas [26]:
Operación económica (uso eficiente de los recursos de
generación- transmisión):
Planificar la operación del sistema eléctrico, considerando su situación
actual y la esperada para el mediano y largo plazo, de modo que el
costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible.
Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica que se
derivan de la operación del sistema.
Operación física
Determinar la operación del conjunto de instalaciones de un sistema
eléctrico.
Comunicar la planificación de la operación de corto plazo del sistema
eléctrico a sus integrantes para que ellos operen sus instalaciones de
acuerdo a los programas resultantes. Las instrucciones de coordinación
que emanan del CDEC son obligatorias para todas las centrales
generadoras y líneas de transporte interconectadas.
13
Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cada nivel de
generación y transporte, las exigencias de seguridad y calidad de
servicio, incluidas la administración, entre otras, de la reserva de
potencia del sistema, para regular la frecuencia, y la desconexión de
carga en barras de consumo.
Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades
generadoras del sistema.
Operación comercial (administración del mercado)
Determinar y valorizar las transferencias totales de electricidad entre
los integrantes del CDEC, considerando sus inyecciones y retiros.
Elaborar los informes que las leyes y reglamentos determinen.
Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión establecidos
mediante concesión.
Determinar los pagos que les corresponden a los propietarios de
sistemas de transmisión y los agentes que deben aportar dichos pagos.
•
Dependencia del regulador
La Comisión Nacional de Energía (CNE) es un organismo técnico encargado de
regular el sector eléctrico y de combustibles, teniendo como objetivo: analizar
precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de
producción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de
disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la
operación más económica. Sus funciones son:
a) Analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas
de bienes y servicios energéticos, en los casos y forma que
establece la ley.
b) Fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para el
funcionamiento y la operación de las instalaciones energéticas, en
los casos que señala la ley.
c) Monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del
sector energético, y proponer al Ministerio de Energía las normas
legales y reglamentarias que se requieran, en las materias de su
competencia.
d) Asesorar al Gobierno, por intermedio del Ministerio de Energía, en
todas aquellas materias vinculadas al sector energético para su
mejor desarrollo.
14
La administración de la Comisión corresponde al Secretario Ejecutivo, quien es el
Jefe Superior del Servicio y tiene su representación legal, judicial y extrajudicial.
En relación a las Direcciones de cada CDEC, estos deberán establecer
metodologías y mecanismos de trabajo a través de Procedimientos, los que se
denominarán “Procedimiento DO”, “Procedimiento DP” o “Procedimiento DAP”,
según la Dirección que los realice, los cuales deberán ajustarse a las disposiciones
de la Ley y reglamentos respectivos, y demás normativa eléctrica vigente. Los
Procedimientos antes mencionados estarán destinados a determinar los criterios,
consideraciones y requerimientos de detalle que cada Dirección necesite para el
cumplimiento de las funciones y obligaciones que le son propias.
Los procedimientos antes descritos podrán ser utilizados por las Direcciones una
vez que cuenten con la aprobación de la Comisión Nacional de Energía, por lo que,
el respaldo de los CDEC para ejercer la coordinación del Sistema, en particular las
instrucciones que deben solicitar a los empresas Coordinadas, depende en gran
medida de la aprobación de dichos procedimientos por parte de la CNE.
En relación a los procedimientos que debe realizar los CDEC, estos vienen
definidos en la NT SyCS y Reglamentos, o pueden ser solicitados por la misma
CNE. Algunos de estos procedimientos, entre otros, son:
Desempeño del Control de Frecuencia.
Informes de Falla de Coordinados.
Desconexión Manual de Carga.
Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del SING.
Tareas y Responsabilidades del Centro de Despacho y Control.
Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento.
Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto.
Sistemas de Medida de Energía.
A su vez, los CDEC tendrán como función preparar los informes que la CNE les
solicite, entre los cuales, destacan entre otros: revisión del informe preliminar de
precios de nudo, información de la planificación del mantenimiento mayor de las
unidades del sistema eléctrico respectivo, información de consumo de
combustibles, etc.
Finalmente, el presupuesto anual de cada CDEC deberá contar con el informe
favorable de la CNE.
•
Solución de conflictos: tipos y su solución
Los conflictos que se susciten en el interior de un CDEC se someterán a dictamen
del panel de expertos.
15
El panel de expertos está integrado por profesionales expertos, y su función es
pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas
discrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la
legislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme a la ley y sobre las
demás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a
su decisión.
•
Propiedad de la Transmisión
En cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del "sistema de
transmisión troncal", del "sistema de subtransmisión" y del "sistema de transmisión
adicional", donde cada una de estas instalaciones son de privados.
Las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y los sistemas de
subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso
abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y
económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la
remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las
normas de este Título.
En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto
aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres que establece la ley y las que
usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado.
El transporte por estos sistemas se regirá por contratos privados entre partes y
conforme a lo dispuesto en las disposiciones legales pertinentes.
•
Dependencia de la toma de decisiones (rol del Directorio)
Cada CDEC contará con un Directorio, el que estará compuesto conforme a
las disposiciones del Decreto Supremo 291, de acuerdo a la siguiente
estructura:
a) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes
propietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total sea
inferior a 300 MW;
b) 3 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes
propietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total sea igual
o superior a 300 MW;
c) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes
propietarios de instalaciones de transmisión troncal;
d) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes
propietarios de instalaciones de subtransmisión, y
16
e) 1 representante del segmento que corresponde a los Integrantes clientes
libres abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de
transmisión.
El Directorio tendrá las siguientes funciones:
a) Velar por el cumplimiento de las funciones que la Ley, la reglamentación
vigente y el Reglamento Interno establecen para cada CDEC;
b) Velar por la operación segura y eficiente del sistema eléctrico, estableciendo
los criterios generales para el cumplimiento de dicho objetivo;
c) Emitir los informes especiales que la Comisión o la Superintendencia solicite
sobre el funcionamiento del CDEC, en los plazos que éstas determinen;
d) Elaborar, aprobar y modificar el Reglamento Interno del CDEC respecto de las
materias señaladas en el presente reglamento. En cualquier caso, el
Reglamento Interno y sus modificaciones deberán ser informados
favorablemente por la Comisión en forma previa a su aplicación;
e) Mantener debidamente actualizado el sistema de información del CDEC;
f) Informar a la Comisión y a la Superintendencia la interconexión de nuevas
centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión, su retiro
y su reincorporación;
g) Aprobar el presupuesto anual del CDEC elaborado por la DAP y ponerlo en
conocimiento de los Integrantes;
h) Presentar a la Comisión en el mes de noviembre de cada año el presupuesto
anual correspondiente al año calendario siguiente;
i) Definir y establecer una sede para el funcionamiento del Directorio y las
Direcciones del CDEC, donde se radicarán sus órganos e instalaciones.
El Directorio sesionará ordinariamente una vez al mes, y el quórum para sesionar
será de dos tercios de los miembros del Directorio.
b. Operación del sistema:
•
Programación de la generación
La programación de la operación consiste en:
Coordinar las solicitudes de trabajos de las instalaciones coordinadas del
sistema.
Establecer la Previsión de Demanda de Corto Plazo.
Establecer el estado operativo de las instalaciones del SING y la
generación media horaria de las configuraciones de las unidades
generadoras del sistema, para cada una de las 24 horas de los días a
programar respectivos, con el objeto de abastecer los consumos del
sistema a mínimo costo y preservando la seguridad del sistema.
Calcular los Factores de Penalización.
Calcular la Tabla de Costos Variables (orden de merito).
17
Entregar las directrices al CDC para la operación en tiempo real del
SING, conforme a las condiciones de operación esperadas del sistema.
•
Operación en tiempo real
La operación en tiempo real es realizada por el Centro de Despacho y Control del
CDEC de cada sistema interconectado, los cuales deben tomar las decisiones de
operación, teniendo a la vista las variables eléctricas que proporcionan el sistema
de adquisición de datos en tiempo real (por ejemplo, sistema SCADA). Al mismo
tiempo, se comunican a través de los canales de voz, dedicados exclusivamente a
la operación en tiempo real, con los Centros de Control de las empresas
propietarias de las instalaciones sujetas a coordinación, preservando que la
operación se realice de acuerdo a lo previsto en los programas de generación que
elabora el CDEC.
•
Seguridad de servicio
Los estándares a los que se refiere este ítem, son establecidos por la Norma
Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la cual debe aplicar el CDEC para la
operación del sistema. Al respecto, dicha norma también establece estudios del
sistema que los CDEC deben realizar, entre los cuales se incluyen los que analizan
las contingencias que derivan en desconexión de instalaciones de generación,
transmisión, o consumos.
•
Uso de la Transmisión
Los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión son de acceso abierto,
dado, que son la base de la competencia definida en el modelo de mercado
chileno.
•
Gestión de la Congestión
Dicha gestión es desarrollada por los CDEC de acuerdo a políticas de operación
que se establecen de acuerdo las condiciones que gatillan la congestión, como
también de la demandas y topología del sistema de transmisión, además de la
flexibilidad de operación de dicho sistema para tolerar (en caso que es factible
mitigar la congestión) congestiones por periodos reducidos de tiempo, mientras los
encargados de la operación en tiempo real llevan el sistema de transmisión a
rangos de operación aceptables y sin congestión. Por ejemplo, el sistema de
transmisión puede ser utilizando en función de sus capacidades transitorias
(mayores a las permanentes), que permitan al Centro de Despacho y Control llevar
el sistema a una condición que en régimen permanente no presente congestión.
18
En caso que la congestión es permanente, se supone un desacople económico de
las subsistemas sometidos a la congestión, y en dicho caso los CMg son distintos
en cada zona.
•
Ofertas de precios
El funcionamiento del mercado chileno para los sistemas eléctricos interconectados
se caracteriza por la existencia de un mercado spot en el cual el precio de la
energía Eléctrica corresponde al costo marginal de corto plazo resultante del
equilibrio instantáneo entre oferta y demanda.
El modelo de mercado chileno corresponde al tipo Pool, el cual establece el precio
de mercado de corto plazo de electricidad, que es el precio de despeje del
marcado. Este precio resulta de la realización de una operación económica
centralizada por parte del CDEC y puede ser distinto en cada zona del sistema.
El mercado mayorista de electricidad en Chile es cerrado a los generadores, los
cuales transan energía y potencia entre sí, las que dependen de los contratos de
suministro que cada una haya suscrito. Aquellas, que por despacho tienen una
generación superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias)
venden, y compran aquellas que por despacho tienen una generación inferior a la
energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias). Las
transferencias físicas y monetarias (ventas y compras) son determinadas por el
respectivo CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo
marginal (Cmg) resultante de la operación del sistema en esa hora. En el caso de
la potencia, las transferencias son valorizadas al precio de nudo de la potencia
correspondiente.
•
Disponibilidad de información técnica y económica
Cada CDEC debe contar con un sistema de información técnica y económica. La
información que se debe mantener pública para cualquier usuario en forma
gratuita, corresponde, entre otros, a:
Programación de corto plazo.
Costos marginales.
Tabla de costos variables.
Ventas y retiros de energía.
Generación real por tipo de combustible.
Consumo de combustibles.
Información técnica de instalaciones y equipos eléctricos.
Procedimientos.
Informes técnicos y solicitados por la comisión.
Diagrama unilineal del sistema interconectado.
19
Programa de mantenimiento mayor.
c. Rol en la Planificación de la Expansión
En el último tiempo, los CDEC han tomado un rol más activo en la planificación de
la expansión de la transmisión, en particular, evaluando con criterios técnicoseconómicos las recomendaciones de expansión del sistema de transmisión para el
periodo 2011-2014, como también, de un monitoreo constante de dicha ejecución.
Por otra parte, los CDEC en la actualidad mantienen una mirada permanente del
desarrollo a largo plazo del sistema para contribuir de manera anticipada al
desarrollo de los sistemas eléctricos nacionales.
3.2 Caso NYISO
NYISO es una empresa sin fines de lucro, dirigida por un Directorio independiente
de 10 miembros.
Los accionistas y participantes del mercado eléctrico de Nueva York, juegan un
papel importante en el sistema de administración compartido del NYISO.
El NYISO emplea a más de 400 personas y distribuye sus instalaciones en dos
ubicaciones de Albany, NY.
Dada la complejidad técnica de la misión del NYISO, más de una cuarta parte de
personal de la empresa se dedica al desarrollo y soporte en tecnologías de
información.
•
o Zona Operada por el NYPP
El NYISO opera la denominada Área de Control de Nueva York (NYCA), que forma
parte de la Interconexión del Este, una extensa área de los sistemas eléctricos
interconectados que cubren la mayor parte del este de E.E.U.U. y Canadá.
Todos los sistemas eléctricos en la Interconexión del Este, operan con una
frecuencia de 60hz [9].
En la siguiente figura se muestra el NYCA y el Sistema Interconectado del Este [9]:
20
Figura N° 5
NYCA y el Sistema Interconectado del Este.
o Mercado Abastecido
Normalmente, las transferencias de energía van desde el norte de NY, a los
centros de consumo ubicados en la parte sur del estado. Sin embargo, la
capacidad de transmisión no siempre permite hacer posible estas transferencias,
creando congestión en las redes. Por otro lado, el Estado de Nueva York forma
parte de una zona de intenso intercambio de energía.
Existe una mezcla de medios de generación utilizados para abastecer la demanda
de electricidad de Nueva York y estos varían en cada zona del estado [10].
21
Figura N° 6
Generación de Energía por tipo de combustible al 2010.
La capacidad instalada alcanza los 37416 MW, las líneas de transmisión totalizan
una longitud de 10877 kms y la población que depende del sistema asciende a 19
millones de personas1.
•
La siguiente figura muestra la estructura organizacional del NYISO [9].
1
Referencia:
http://www.nyiso.com/public/webdocs/documents/regulatory/filings/2011/08/RTOs_ISOs_2011_Performance_Metrics_08_31
_11.pdf acceso el 22 de abril de 2012.
22
Figura N° 7
•
Estructura organización del NYISO.
El NYISO fue creado por mandato Comisión Reguladora Federal de la Energía
(FERC), con el objetivo principal de garantizar el acceso abierto y en igualdad de
condiciones a la red eléctrica.
El NYISO debe aplicar y obedecer a las indicaciones de las siguientes autoridades
regulatorias [10]:
o North American Electric Reliability Council (NERC)
o Northeast Power Coordinating Council (NPCC)
o New York State Reliability Council (NYSRC).
•
Los conflictos se originan por la aplicación del marco regulatorio, por acciones anti
competitivas, la existencia de vacios legales, o acciones tomadas por el propio
NYISO (por ejemplo, corrección de precios, redespacho de unidades, etc.).
Si un participante considera vulnerados sus derechos, puede acudir al propio
NYISO, a la unidad de monitoreo del mercado o directamente a la Federal Energy
Regulatory Commission (FERC)2.
2
Referencia: http://www.nyiso.com/public/webdocs/documents/manuals/operations/tran_ser_mnl.pdf Acceso 20 de mayo
2012.
23
•
El NYISO no es propietario de la Red. Esta es de terceros, los cuales se someten a
la coordinación del mencionado organismo.
•
EL NYISO es dirigido por un directorio conformado por 10 miembros, que incluye al
Presidente y CEO. El directorio está compuesto por miembros con experiencia en la
industria de la energía eléctrica, finanzas, académicos, tecnología, comunicaciones
y la ley. El Directorio fue creado para dar independencia a las acciones del NYISO
y es un requisito para la aprobación de las tarifas calculadas por él. Los miembros
del Directorio no tienen ninguna relación de tipo contractual, financiera, operativa
o de alguna naturaleza con cualquier empresa coordinada por el NYISO o con sus
accionistas [9].
•
El NYISO opera dos mercados principales de generación: Mercado Diario (dayahead market) y mercado en Tiempo Real (real-time market).
El primero programa la operación del día siguiente y el segundo, realiza la
operación en línea.
Además, el NYISO se encarga de la programación de las transacciones directas
entre compradores y vendedores (que se conocen como operaciones bilaterales).
Aproximadamente el 98% de la energía está programada en el mercado diario,
mientras que el 2% restante se contabiliza en el mercado en tiempo real.
Alrededor de la mitad de la energía se establecieron en el mercado diario está
prevista a través de contratos bilaterales [9].
Figura N° 8
Distribución de la energía según programación.
24
En la siguiente figura se muestra el resultado de la programación de la operación
en el Mercado Diario.
Figura N° 9
•
Precios resultado de la programación de la operación en el NYISO3.
En la siguiente figura se muestra el resultado de la programación de la operación
en el Mercado en tiempo Real, con una actualización cada 5 minutos.
3
Imagen obtenida de: http://www.iso-ne.com/portal/jsp/lmpmap/Index.jsp. Acceso 17/abril/2012
25
Figura N° 10 Precios en tiempo real NYISO4.
•
Seguridad y calidad de servicio
La Seguridad y Calidad de Servicio forma parte del proceso de planificación. La
Evaluación de los Necesidades de Confiabilidad (Reliability Needs Assessment –
RNA), determina las necesidades futuras de confiabilidad del sistema de Nueva
York, considerando un horizonte de planificación de diez años.
En la primera etapa, el NYISO, en conjunto con los participantes del mercado,
evalúa la suficiencia (LOLE) y la seguridad (pérdida inesperada de elementos del
sistema o contingencias) en todo el sistema eléctrico, comparando con estándares
nacionales, normas regionales de confiabilidad y normas específicas para el Estado
de Nueva York, que permiten determinar los requerimientos potenciales de la
confiabilidad, a lo largo del período de planificación. Finalmente, se elabora un
informe que es aprobado por el Directorio [11]”.
Esta evaluación sirve para muchos propósitos, entre otros [11]:
o Apoyo a la operación eficiente y confiable del sistema eléctrico de
Nueva York;
o Evaluación de las necesidades de confiabilidad la adecuación de los
recursos locales y de todo el sistema, la seguridad en la transmisión y
la capacidad transferencia entre distintas zonas.
4
26
o Identificar la ubicación y naturaleza de cualquier otro factor potencial
y/o cuestiones que pudieran afectar negativamente a la confiabilidad
del sistema a través de los horizontes de planificación de diez años.
En la segunda etapa, la creación de un Plan Integral de Confiabilidad
(Comprehensive Reliability Plans CPR) que consiste en las propuesta de soluciones
para hacer frente a las necesidades identificadas en el RNA.
Programas de respuesta de la generación, transmisión y la demanda se consideran
como soluciones de confiabilidad posibles. La búsqueda de soluciones a las
necesidades de confiabilidad identificados es planteada con la expectativa de que
el mercado solucionará las necesidades identificadas. En el caso de que las
soluciones de mercado no son suficientes, el proceso permite la identificación de
soluciones basadas en las herramientas regulatorias propuestas por propietarios de
la transmisión u otras propuestas por otros participantes del mercado. El NYISO a
continuación, evalúa todas las soluciones propuestas para determinar si van a
satisfacer las necesidades de confiabilidad identificados. Con ello se emite un plan
de obras.
•
•
Manejo de la Congestión
Figura N° 11 Costo Anual Precios en tiempo real NYISO5.
•
5
Servicios Complementarios (Ancillary Services)
27
Los servicios complementarios son los aquellos necesarios para apoyar la
transmisión de energía y potencia de los generadores a los consumidores,
manteniendo con ello la confiabilidad en el sistema de transmisión de Nueva York.
Entre otros se incluyen los siguientes:
o
o
o
o
o
Regulación de frecuencia.
Regulación de tensión (inyección o absorción de reactivos).
Partida negra
Reserva en giro.
Otros
En la siguiente figura se muestra el despacho de los Servicios Auxiliares en tiempo
real, con una actualización cada 5 minutos.
Figura N° 12 Servicios Auxiliares en tiempo real NYISO6.
•
El NYISO cuenta con una política de transparencia, que lo lleva a publicar vía web
todas sus actividades y cálculos. Es destacable el esfuerzo por hacer público el
comportamiento del mercado en tiempo real (ver figuras Mercado Diario, Mercado
en Tiempo Real y Mercado Servicios Auxiliares).
Importante función cumple en este sentido, el equipo de Monitoreo del Mercado,
que entre sus funciones, tiene verificar el comportamiento y transparentar las
acciones del NYISO.
6
28
•
Monitoreo del Desarrollo del Mercado
Existe la División de Monitoreo y Desempeño. El equipo se encuentra conformado
por: gerente, un economista, un analista, y un auxiliar administrativo a media
jornada. Los restantes 28 miembros del personal se divide en cuatro unidades:
Mitigación y Cumplimiento, Análisis, Investigación y Servicios de Datos.
La unidad de Mitigación y Cumplimiento realiza día a día actividades de vigilancia,
verificación de cumplimiento y actividades de mitigación cuando es necesario,
incluyendo la aplicación del Procedimiento Automático de Mitigación (AMP). La
Unidad de Análisis se centra en temas de largo alcance, incluyendo entre estos el
análisis de los resultados del mercado y problemas de diseño. La Unidad de
Investigación lleva a cabo las investigaciones, incluyendo las auditorías físicas de
las instalaciones, que son confidenciales, y las investigaciones formales sobre la
conducta irregular o potencialmente no competitiva. La Unidad de Servicios de
Datos presta servicios transversales a las otras unidades [8].
Figura N° 13 Organigrama División de Monitoreo y Desempeño de NYISO.
La planificación en el NYISO busca asegurar suficiencia a largo plazo del sistema.
Esto se logra mediante la gestión eficaz de la previsión de demanda, planificación
de la transmisión y el sistema y las funciones de planificación de recursos.
Desde el año 2000, más de 8.600 MW de nueva capacidad de generación han sido
construidos por autoridades del poder público e inversionista privados, con un 80%
por ciento de esta capacidad ha sido construida en la región sureste del estado,
donde la demanda de electricidad es mayor. Este patrón de desarrollo ha mitigado
la necesidad de soluciones de transmisión a las necesidades de fiabilidad del
sistema de Nueva York eléctrica.
Casi 1.300 MW de nueva capacidad de transmisión interestatal se ha añadido para
satisfacer las necesidades de la región metropolitana de Nueva York. Estas
29
incorporaciones usan tecnología HVDC y unen Long Island y Connecticut (2005),
Long Island y Nueva Jersey (2007), PJM y New York City [11].
Figura N° 14 Organigrama Unidad de Supervisión del Mercado de NYPP.
El proceso integral de planificación de NYISO (Comprehensive System Planning
Process – CSPP), es un proceso basado en el mercado que evalúa la suficiencia de
recursos y la seguridad del sistema de transmisión de la red estatal de electricidad
en un período de 10 años y evalúa soluciones para satisfacer las necesidades de
confiabilidad y congestión. El CSPP contiene tres componentes principales:
planificación de la transmisión local, planificación de la confiabilidad y planificación
económica. Cada ciclo de planificación de dos años comienza con los planes locales
de transmisión de los propietarios de transmisión de Nueva York, seguido por una
evaluación de necesidades Confiabilidad NYISO (Reliability Needs Assessment RNA) y el Plan Integral de Confiabilidad (Comprehensive Reliability Plan - CRP). Por
último, la planificación económica se lleva a cabo a través del análisis de la
congestión y el Estudio de Integración de Recursos (Congestion Analysis and
Resource Integration Study (CARIS).
30
3.3 Caso PJM
El 13 de Marzo de 1999 la FERC emite una propuesta para unir todas las redes de
transporte de EEUU en Regional Transmission Organizations (RTOs) y el 20 de
Diciembre la Orden 2000, que obliga a las compañías propietarias de las
infraestructuras de red que participan en el comercio eléctrico entre diferentes
estados a formar RTOs. El 11 de octubre de 2000, PJM crea su RTO, de acuerdo
con la Orden 2000.
PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operación
del mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO,
Transmission System Operator), y mantiene acuerdos con los propietarios de la
red, cuya propiedad es independiente de PJM.
PJM tiene las siguientes actividades:
o
Coordina y dirige el funcionamiento de la red de transporte de la
región.
o Administra el mercado competitivo mayorista de electricidad.
o
•
Elabora los regionales de las mejoras de expansión de transmisión,
garantizar la confiabilidad de la res y reducir la congestión.
o Zona Operada por PJM
PJM gestiona los flujos de potencia eléctrica para 60 millones de personas de los
siguientes estado: Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New
Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia and
the District of Columbia.
En la siguiente figura se muestra el PJM y el Sistema Interconectado del Este [9]:
31
Figura N° 15 PJM y el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte, NERC.
La capacidad instalada alcanza los 164895 MW, las líneas de transmisión totalizan
una longitud de 56499 kms. y considera un total de 6145 subestaciones7.
•
PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operación
del mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO,
Transmission System Operator).
La siguiente figura muestra la estructura organizacional de PJM [13].
7
Referencia:
http://www.nyiso.com/public/webdocs/documents/regulatory/filings/2011/08/RTOs_ISOs_2011_Performance_Metrics_08_31
_11.pdf acceso el 22 de abril de 2012.
32
Figura N° 16 Diagrama Grupos PJM y descripción del proceso de participación.
Funcionalmente, PJM se organiza en torno a Comités y grupos, que constituyen
parte integral del desarrollo y perfeccionamiento de las normas de PJM, políticas y
procesos. Estos grupos ofrecen un foro para que los miembros compartan sus
posiciones y resolver problemas difíciles.
•
Básicamente, las acciones de PJM son reguladas por Pennsylvania PUC como
autoridad regional, y la FERC, como autoridad nacional. Es esta última quien define
las normas de funcionamiento de PJM.
•
PJM Opera con un sistema de membrecías. Los derechos de cada participante
dependen del tipo de membrecía. Entre estas se incluye:
o Participantes del Mercado Mayorista
o Representantes de organizaciones federales / estatales
o Organizaciones parte del programa de reducción de energía
33
o Otros miembros
Dado lo anterior, los conflictos entre los participantes del mercado surgen de la
aplicación de la regulación vigente, de las interpretaciones que de la regulación
PJM hace o del comportamiento anticompetitivo de los agentes.
Loa afectados pueden recurrir al Directorio de PJM, a la Unidad de Monitoreo del
Mercado y a las autoridades regulatorias.
•
PJM es un operador del Mercado y del Sistema, que no es propietario de la Red.
Esta es de terceros, los cuales se someten a la coordinación del mencionado
organismo.
•
Existe un Directorio de 10 miembros. No relacionados con la industria. Estos son
elegidos por concurso.
•
La programación de la generación, depende de los resultados del mercado diario.
Los miembros de PJM negocian la energía para el día siguiente a través del
mercado diario organizado por PJM. En la misma subasta se asignan los agentes
que participarán en los servicios complementarios
•
En PJM existe un mercado de ajustes en tiempo real, por medio del que mantiene
el equilibrio entre generación y demanda, ajustando la programación de los
generadores o de los intercambios, para lo cual se calcula los precios LMP
basándose en la situación actual del sistema [12].
Para determinar las condiciones de operación del sistema, PJM resuelve un modelo
de estimador de estado cada 5 minutos y calcula, basándose en las ofertas de los
agentes, los precios LMP. El cálculo de los precios LMP se realiza utilizando un
método de optimización que minimice los costes, dadas las condiciones del sistema
(obtenidas del estimador de estado), las restricciones de red y las ofertas. Como
34
en el mercado diario, el precio LMP es el coste marginal de suministrar un
incremento de demanda en ese nudo [12].
Las liquidaciones de este mercado están basadas en las desviaciones horarias
respecto al programa resultante del mercado diario y en los precios LMP medios
horarios.
•
Cuando existen congestiones en la red de transporte, PJM se ve obligado a
despachar a generadores más caros (que no habrían resultado despachados en
ausencia de congestiones) para no sobrepasar la capacidad de las líneas. Para este
caso, el operador determina dos costos [12]:
o Implícitamente: Cuando existen congestiones en la red de transporte,
los consumos pagan a su precio LMP y los generadores cobran a su
precio LMP. La diferencia entre todos los pagos y los cobros es un
cargo implícito por la congestión, C1.
o Explícitamente: existen dos tipos de cargos por congestión que los
agentes deben pagar de forma individual, dando lugar a una cantidad
C2:
Cargos “punto por punto” basados en la diferencia de precio
LMP entre nodo/s de generación y consumo.
Cargos de red basados en las diferencias de precio LMP entre
una zona de generación y una zona de consumo. Deben
pagarlos los agentes que ejecutan un contrato bilateral físico.
La suma C1+ C2 es el cargo por congestiones de todo el área de control de PJM
(PJM control Area Congestion Charge).
o Mercado de Derechos de Capacidad de Transporte
Los derechos de transporte (Fixed Transmisión Rights, FTRs) son un mecanismo
financiero que consiste en contratos que conceden a su propietario los derechos de
cobro (u obligaciones de pago1) basados en la diferencia de precios LMP entre
determinados nodos de la red de transporte.
Existe una subasta mensual en la que los FTRs pueden ser negociados, aunque
también se pueden negociar mediante contratos bilaterales. PJM utiliza un modelo
de programación lineal que evalúa las ofertas de compra y venta y determina el
precio de los FTRs maximizando su valor sujeto a las restricciones impuestas por la
capacidad de las líneas. Cada día, los propietarios de FTRs reciben los ingresos
derivados de las diferencias de precio LMP del mercado diario entre los nudos
correspondientes [12].
35
•
PJM mantiene un mercado para los Servicios Complementarios, como apoyo a la
operación confiable del sistema de transmisión. Los principales servicios son los
siguientes [13]
Reserva en Giro: suministra electricidad si la red tiene una
inesperada necesidad de más potencia a corto plazo.
Regulación: corrige los cambios de corto plazo en el uso de
electricidad, que pudieran afectar a la estabilidad del sistema
eléctrico.
Partida Negra: para la restauración del sistema en el caso de
Black out.
o Mercado de Regulación
A cada generador (Load Serving Entity, LSE), se le asigna una cuota de regulación
secundaria (proporcional a su cuota de generación). Cada LSE puede cumplir con
sus obligaciones de regulación secundaria de varias formas [12]:
Realizando la regulación con sus propios generadores.
Comprando el servicio a través de contratos bilaterales.
Negociando a través del Mercado de Regulación de PJM (PJM
Regulation Market), el que tiene lugar el día antes.
En el mercado de Regulación, los generadores envían ofertas horarias (en $/MWh)
y PJM selecciona aquellas que minimizan el coste del servicio. En tiempo real, los
generadores son remunerados al precio marginal del sistema. Los agentes que
compran este servicio deben pagarlo a dicho precio marginal del sistema.
•
Ofertas de precios
Los participantes envían sus ofertas de compra y venta de energía al mercado
diario. Con esas ofertas, el Operador Mercado realiza la programación horaria o
Unit Commitment, a través de la utilización de modelos de optimización para
definir la programación en un horizonte diario. El despacho se realiza teniendo en
cuenta las restricciones del sistema, la programación de los contratos bilaterales y
las ofertas enviadas por los agentes [12].
PJM también determina el precio marginal del sistema en cada nudo (Locational
Marginal Price, LMP) para cada hora del día siguiente. El cálculo de los precios LMP
36
se realiza utilizando un método de optimización que minimiza los costos, dadas las
ofertas de los generadores y las condiciones esperadas para el día siguiente
(estados operacionales de líneas, restricciones de capacidad, mantenimientos, etc.)
del sistema y las restricciones de red [12].
El LMP en el nudo al que está conectado un generador, es el precio al que es
pagada la energía que suministra. El precio LMP en el nudo al que está conectada
una carga, es el precio al que ésta debe pagar la energía que consuma. Las
diferencias de precio entre los nudos de generación y consumo, que ponen de
manifiesto la existencia de congestiones, se utilizan para determinar la
remuneración del transporte entre los nudos.
PJM publica los precios nodales de la red de transporte, LMPs agrupados por
regiones en los llamados “hubs”, los que representan una región específica dentro
del área de control de PJM, con un precio que es la media ponderada de los
precios nodales de los nudos que forman el “hub”. El precio del “hub” es, por lo
tanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos los nodos que lo
componen, por lo que suele utilizarse como el precio de referencia para los
contratos. Existen tres “hubs”: Western Hub (111 nudos), Eastern Hub (237
nudos) y West Int Hub (3 nudos) [12].
•
PJM posee procedimientos que establecen los estándares para la entrega de
información trasparente del mercado mayorista y minorista.
•
Monitoreo del Desarrollo del Mercado (MMU)
En PJM la Unidad de Monitoreo del Mercado MMU, la que considera un jefe y un
equipo conformado por 11 personas. Realizan las tareas de verificación del
comportamiento en conformidad con los lineamientos de operación de PJM,
identificación de casos de ejercicio de poder de mercado y de comportamiento
inusual, realizan investigaciones, siguen y evalúan el comportamiento del mercado
y buscan soluciones para mejorar diseño del mercado.
Se encuentran organizados como un grupo único, donde los integrantes son
asignados a un tema en el mercado.
El MMU no tiene autoridad para sancionar o establecer medidas de mitigación,
(excepto para poner precios techo a las unidades en operación), pero divulgan sus
resultados a las entidades apropiadas (por ejemplo, Directorio de PJM y a los
reguladores). PJM no utiliza a un consultor específico externo. Emplean a
consultores para aconsejarlos en distintas materias del mercado para situaciones
específicas [8].
37
En la siguiente figura se muestra la dependencia del MMU:
Figura N° 17 Organigrama Unidad de Monitoreo del Mercado de PJM.
PJM desarrolla un Proceso de Planificación de la Expansión Regional de
Transmisión (Regional Transmission Expansion Planning - RTEP), el cual identifica
que cambios y adiciones son necesarios para garantizar la fiabilidad y el buen
funcionamiento de los mercados mayoristas.
Algunas de las características de este proceso son:
o Se realiza planificación con un horizonte de 15 años
o Análisis se realizan sobre la base de estándares nacionales y
regionales.
o En estudios se involucra a los incumbentes.
Como resultado del proceso, se entrega un plan de obras en el que se invita a los
privados a participar.
38
3.4 Caso XM
XM Compañía Expertos en Mercados S.A. E.S.P., es la filial de ISA especializada en
la Gestión Inteligente de Sistemas de Tiempo Real.
Entre otros, desarrolla las siguientes actividades [14]:
o Operador del Sistema Interconectado Nacional colombiano.
o Administración del Mercado de Energía en Colombia, incluyendo las
transacciones internacionales de electricidad con Ecuador.
o Participa en la empresa DERIVEX quien administra el mercado de
derivados de commodities energéticos en Colombia.
Importante destacar, que ofrecen distintos tipos de servicios y consultorías en
diversas materias [14]:
o Consultorías en sistemas de Potencia: Consultorías en procesos
de la operación de sistemas eléctricos de potencia.
o Entrenamiento y Capacitaciones: Existe un calendario de
capacitaciones. XM cuenta con personal especializado, con capacidad
para estructurar capacitaciones a la medida de sus clientes en temas
relacionados con los aspectos operativos.
o Seminario de Operadores de Sistemas Eléctricos de Potencia:
Seminario de carácter internacional que se realiza una vez al año en
temas relacionados con la Operación de Sistemas de Potencia.
o Consultoría en Diseño y Montaje de Centros de Control:
Asesoría en especificación, diseño, montaje, puesta en operación y
mantenimiento de centros de control. Implementación, configuración,
parametrización y puesta en servicio de sistemas SCADA
(supervisión, control y adquisición de datos) para centros de control
con información en tiempo real. Pruebas de fábrica y pruebas en sitio
para sistemas SCADA. Automatización de subestaciones con unidades
terminales remotas. Soporte remoto de sistemas SCADA
o Soporte y Mantenimiento de Centros de Control
o Consultoría en Mercados de Energía. XM pone a disposición de
sus clientes, tanto nacionales como internacionales, el servicio de
consultoría sobre el diseño e implementación de mercados de
energía, así como el desarrollo y aplicación de estudios relacionados
•
o Zona Operada por XM
La siguiente figura muestra las Características del SIN Colombia:
39
Figura N° 18 Características del SIN Colombia.
El SIN de Colombia está compuesto por los siguientes tipos de redes:
o
o
o
o
Sistema de Transmisión Nacional -STN
Sistema de Transmisión Regional - STR
Sistema de Distribución Local - SDL
Sistema Interconectado Nacional - SIN
La siguiente tabla muestra la longitud de las líneas del SIN:
40
Tabla N° 1
Extensión del sistema de transmisión del SIN.
El mercado abastecido por XM cuenta con la siguiente capacidad de generación
instalada a diciembre de 2011
Tabla N° 2
•
Capacidad efectiva neta de generación del SIN.
XM cuenta con la siguiente composición accionaria.
41
Tabla N° 3
Composición accionaria de XM.
A continuación se muestra el organigrama de la organización:
Figura N° 19 Organigrama de XM.
•
La COMPAÑÍA DE EXPERTOS EN MERCADOS S.A. E.S.P., es una empresa de
servicios públicos mixta, constituida bajo la modalidad de sociedad anónima, de
acuerdo con la legislación de Colombia [15].
42
De conformidad con lo dispuesto por la Corte Constitucional (Sentencia C-736 de
2007), las empresas de servicios públicos mixtas en las cuales haya cualquier
porcentaje de participación estatal son entidades descentralizadas pertenecientes a
la rama ejecutiva del poder público.
XM se encuentra sometida a las disposiciones contenidas en las Leyes 142 y 143
de 1994 y en lo no dispuesto en ellas, a las reglas del derecho privado.
Sus actos y contratos se encuentran sometidos a las reglas del derecho privado sin
perjuicio de que se le apliquen en desarrollo de su actividad contractual los
principios de la función administrativa y de la gestión fisca (artículos 209 y 267 de
la Constitución Política) y el régimen de inhabilidades e incompatibilidades previsto
en la Ley 80 de 1993.
De conformidad con lo establecido en el artículo 171 de la Ley 142 de 1994, y 34
de la Ley 143 de 1994 XM debe desempeñar las funciones que le han sido
asignadas por la Ley, ciñéndose a lo establecido en el reglamento de operación y
en los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.
•
La Ley 142 de 1994 estableció que, con el fin de promover la competencia entre
quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o
de los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de la
posición dominante, y produzcan servicios de calidad, es función de la Comisión de
Regulación de Energía y Gas, entre otras resolver, a petición de cualquiera de las
partes, los conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos, que
existan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridades
administrativas. La resolución que se adopte estará sujeta al control jurisdiccional
de legalidad [14, 16].
o La Resolución CREG 066/98, señala las reglas mediante las cuales la
Comisión de Regulación de Energía y Gas, tramitará y resolverá las
peticiones sobre resolución de los conflictos de que trata la Ley 142
de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9.
o Resolución CREG 067/98, señala las disposiciones legales aplicables
en lo referente a la facultad que tiene la Comisión de Regulación de
Energía y Gas de resolver mediante arbitraje, los conflictos que se
presenten entre los diferentes agentes económicos que participen en
las actividades del sector, en cuanto a interpretación de los acuerdos
operativos y comerciales.
43
•
La propiedad de las redes de transmisión corresponde a una sociedad entre el
estado y los privados, donde el primero tiene la mayor propiedad.
Existen 11 empresas de transmisión, de las cuales tres son privadas. En cualquier
caso, los dueños no deben estar relacionados con otros negocios del sector.
La principal empresa de transmisión de Colombia es Interconexión Eléctrica S.A., la
única con cobertura nacional. Su accionista mayoritario es la Nación con una
participación del 52.94%.
A través del negocio de transporte de energía, ISA es propietaria del 71,3% del
Sistema de Transmisión Nacional. ISA ofrece a los agentes del mercado, servicios
de Transporte de Energía en el Sistema de Transmisión Nacional –STN– y de
Conexión al Sistema Interconectado Nacional –SIN–, para la comercialización de
energía y la interconexión de los sistemas eléctricos regionales
•
Tiene un directorio al que llama “Junta Directiva”. La información sobre la junta y
las minutas de sus reuniones no son públicas, para quienes no forman parte de
XM.
•
XM realiza análisis eléctricos y energéticos sobre el comportamiento esperado del
Sistema y provee de información de las principales variables con el fin de alcanzar
la calidad, confiabilidad y seguridad en la atención de la demanda de acuerdo con
el marco regulatorio vigente.
Corresponde al programa diario de los recursos de generación del Sistema
Interconectado Nacional para atender la demanda, con calidad, seguridad,
confiabilidad y economía.
La programación diaria realizada por XM se realiza bajo un criterio “día k+1”, es
decir, el despacho de mañana se prepara hoy (un día de antelación), según se
muestra en la siguiente figura.
44
Figura N° 20 Programación diaria.
Además, el proceso de programación y sus respectivas etapas-horarios se
muestran las siguientes figuras:
Figura N° 21 Etapas-horarios programación.
45
Figura N° 22 Proceso pre-despacho económico.
Por otra parte, los principales datos de entrada para la programación diaria
son:
Parámetros de equipos.
Características técnicas.
Mantenimientos de la red y recomendaciones.
Pronósticos de demanda.
Niveles y aportes hídricos.
Topología de la red.
Eventos país.
Ofertad e precios y disponibilidad.
Intercambios internacionales.
Pruebas disponibilidad.
En relación a las características técnicas de las plantas, destacan los
siguientes parámetros:
Capacidad efectiva.
Mínimo técnico.
Mínimo técnico para AGC.
Tiempo mínimo de generación.
Tiempo mínimo fuera de línea.
Tiempo de aviso.
Tiempo de calentamiento.
Mínimo tiempo de carga estable.
Arranques programados.
Modelo lineal de las rampas.
Finalmente, XM desarrolló un modelo matemático que refleja todas las
restricciones del despacho por medio de programación entera mixta.
46
•
La gestión de
la congestión realizada por XM, consiste en analizar el
comportamiento de la red eléctrica, en estado normal y frente a contingencias,
una vez que XM haya culminado de generar la programación diaria.
En efecto, XM carga al software de simulación de la red (Power Factory) el
despacho obtenido a través del método de optimización matemático y verifica que
las capacidades del sistema de transmisión no sean vulnerados, tanto en operación
normal y ante contingencias. En caso que las capacidades de transmisión hayan
sido violadas, se opta por reducir generación para llevar la sobrecarga a
porcentajes permitidos.
En resumen, la gestión de la congestión realizada por WX considera: el despacho
de generación, los modelos de optimización, modelos de análisis eléctrico de
seguridad para finalmente establecer limitaciones de generación (Límites de corte)
para mitigar la congestión del sistema de transmisión. Esto se observa en la
siguiente figura:
Figura N° 23 Procesos requeridos para la gestión de la congestión realizada por XM.
•
En relación a los aportes de regulación, las plantas y/o unidades de generación
elegibles, podrán libremente ofertar para cada día y periodo horario su
disponibilidad para prestar el servicio de regulación secundario de frecuencia. La
oferta de Disponibilidad para la prestación del servicio de regulación secundaria de
47
frecuencia, se hará bajo las condiciones del esquema actual de ofertas en la Bolsa
de Energía.
•
Ofertas de precios
Para el despacho económico horario, las empresas generadoras deben informar
diariamente al CND antes de las 08:00 horas, una única oferta de precio a la Bolsa
de Energía para las veinticuatro (24) horas (expresada en valores enteros de
$/MWh) por cada recursos de generación, exceptuando las cadenas hidráulicas:
Paraíso y Guaca, Troneras, Guadalupe 3 y Guadalupe 4; Alto Anchicayá y Bajo
Anchicayá; que harán ofertas de precio en forma integral por cadena. También se
exceptúan los enlaces internacionales que participen en el Mercado de Energía
Mayorista, los cuales podrán hacer ofertas horarias de precio.
•
XM tiene las siguientes funciones respecto al manejo de información técnica y
económica:
Consolidar, guardar, respaldar, custodiar la información que recibe de
los agentes, en razón de las funciones\obligaciones asignadas como
Operador del SIN y administrador del Mercado de Energía Mayorista.
Validar que la información que recibe corresponda a lo solicitado. En
caso contrario, solicitar la actualización o corrección o solicitar nueva
información que considere necesaria para llevar a cabo sus funciones
como Operador del SIN y administrador del Mercado de Energía
Mayorista.
Atender oportunamente y según los niveles de servicio establecidos,
los reclamos o inquietudes que sobre la información se tengan.
Es destacable dentro del sitio, la información asociada a los cursos y seminarios de
capacitación, los cuales permiten comprender más fácilmente la operación del
mercado.
El proceso de planificación de la Expansión de la Transmisión en Colombia es
descrito en la siguiente lámina:
48
Figura N° 24 Expansión de la Transmisión en Colombia.
Las fuentes de información utilizadas para el desarrollo del Plan de expansión de la
transmisión corresponden a lo siguiente:
- CREG - CNO
- Marco Regulatorio
- Criterios confiabilidad y Seguridad
- UPME
- Plan de Expansión de Referencia
- Proyecciones de demanda
- Proyección de costos de combustible
- AGENTES OPER. INTERN.
- Planes de expansión
- Proyecciones y factores de distribución de demanda
- Mantenimientos
- Parámetros y configuración de red
- CND- MEM
- Evolución histórica de Restricciones
- Despachos típicos
49
- Análisis de eventos
•
Informe de Planeamiento Eléctrico de Largo Plazo – IPOELPo Propuesta de nuevos proyectos en el sistema para eliminación y/o
reducción de restricciones.
o Análisis y recomendaciones de las propuestas de expansión de UPME
y OR desde el punto de vista de restricciones
o Análisis de impacto en restricciones por retrasos de proyectos de
generación y transmisión.
o Identificación de restricciones de nuevas interconexiones
internacionales y alternativas de mitigación de las mismas.
La siguiente figura muestra la metodología vigente para realizar la recomendación
de obras en el sistema de transmisión:
Figura N° 25 Metodología para la recomendación de obras de transmisión.
50
3.5 Caso ERCOT
•
El Consejo de Confiabilidad Eléctrico de Texas (ERCOT, sus siglas en inglés) es uno
de los 10 consejos de confiabilidad regionales del Consejo de Confiabilidad
Eléctrica de América del Norte (NERC, sus siglas en inglés), como se puede ver en
la figura siguiente.
Figura N° 26 ISO/RTO en América del Norte.
ERCOT gestiona los flujos de potencia eléctrica para 23 millones de clientes del
estado de Texas – representando el 85% del consumo eléctrico y cubre el 75% del
territorio de Texas [27].
Como el operador de sistema independiente para la región, ERCOT programa la
energía eléctrica sobre una red eléctrica que conecta 65.178 kilómetros de líneas
de transmisión y más de 550 unidades de generación. ERCOT también realiza
convenios financieros para el mercado competitivo mayorista de potencia eléctrica
y administra el cambio de suministrador para 6,6 millones de consumidores
minoristas en áreas competitivas. Los miembros de ERCOT incluye consumidores,
cooperativas, generadores, comercializadores de energía, proveedores minoristas
51
de electricidad, inversionistas de servicios eléctricos (proveedores de transmisión y
distribución) y servicios eléctricos de propiedad municipal.
En la siguiente figura se presenta la distribución del sistema eléctrico de potencia
de ERCOT, resaltando su característica enmallada.
Figura N° 27 Distribución del sistema eléctrico ERCOT.
En las zonas de ERCOT que se han abierto a la competencia minorista, la industria
eléctrica se ha desagregado y estructurado en tres segmentos: generación
mayorista, transmisión/distribución y generación minorista. En estas áreas, los
proveedores de generación mayorista son empresas propietarias de plantas
generadoras de energía y venden la electricidad a Proveedores Minoristas de
Electricidad (REPs, sus siglas en inglés); el segmento de transmisión y distribución
comprende compañías que son propietarias de líneas de transmisión, y el
segmento minorista comprende REPs que son vendedores de electricidad a
usuarios finales.
Fuera y dentro de las áreas cubiertas por ERCOT los consumos pueden ser
suministrados por NOIEs (municipalidades o cooperativas). Dichas entidades
pueden generar, transmitir y vender electricidad a todos los clientes minoristas.
Esas compañías son llamadas empresas de servicio público “verticalmente
integradas”.
Además de ERCOT, existen tres consejos más de operación en Texas, estos son:
SERC, SPP y WECC.
•
52
El 21 de agosto de 1996, la Comisión de Servicio Público de Texas (PUCT, sus
siglas en inglés) aprobó convertir al ERCOT en un Operador de Sistema
Independiente (ISO, sus siglas en inglés) para asegurar el acceso no
discriminatorio a la red de energía para todos los participantes del mercado
competitivo.
Este cambio fue oficialmente implementado el 11 de septiembre de 1996,
cuando la junta de directores de ERCOT reestructuro su organización e inicio
sus operaciones como un ISO sin fines de lucro, con lo que se constituyo como
el primer ISO sin fines de lucro en los Estados Unidos.
Por estatutos, ERCOT tiene asignado las siguientes responsabilidades:
o Asegurar la confiabilidad y adecuación de la red eléctrica regional.
o Asegurar el acceso no discriminatorio al sistema de transmisión y
distribución para todos los compradores y vendedores de electricidad.
o Facilitar el cambio y registro de entidades minoristas.
o Asegurar los montos exactos de producción de electricidad y entrega
entre los generadores y los compradores y vendedores mayoristas en
la región.
•
La Comisión de Servicio Público de Texas, tiene la jurisdicción primaria sobre
las actividades conducidas por el ISO de Texas, además, ERCOT está
gobernado por una junta de directores compuesta por miembros
independientes, consumidores y representantes de cada segmentos del
mercado eléctrico de ERCOT. También, ERCOT cuenta con un Comité Técnico
Asesor (TAC, sus siglas en inglés), el cual realiza las recomendaciones políticas
para la junta de directores. EL TAC es asistido por 5 subcomités permanentes
como también numeroso grupos de trabajos generales y grupos de trabajo con
objetivos específicos.
En la siguiente figura se encuentra la estructura de ERCOT:
53
Figura N° 28 Estructura organizacional ERCOT.
La junta de directores designa a los oficiales de ERCOT para dirigir y gestionar
el día a día las operaciones de ERCOT, acompañados por un equipo de
ejecutivos y gerentes responsables de los componentes críticos de las áreas de
operaciones de ERCOT.
•
En todo el estado de Texas, la transmisión y distribución de electricidad son
de entidades privados pero son segmentos regulados. Esto es debido a que
los cables de trasmisión y las torres de transmisión son vistos como un
monopolio natural, por lo que no sería económicamente eficiente para varias
compañías duplicar las líneas de transmisión.
•
ERCOT es una corporación sin fines de lucro basado en membrecías,
gobernado por una junta de directores y sujeto a la vigilancia de la Comisión
de Servicios Publico de Texas y la legislación de dicho estado.
La membrecía en ERCOT está abierta a cualquier entidad que cumpla
con cualquiera de las definiciones de segmentos como se establece en los
estatutos de ERCOT. Los miembros deben estar en una organización que
opera en la región ERCOT o representar a los consumidores dentro de la
región de ERCOT. Un solicitante de membrecía puede unirse como miembro
corporativo, asociado o adjunto y estará sujeto a los criterios establecidos
en los estatutos de ERCOT.
Los miembros del 2012 son organizados por los siguientes segmentos de
Mercado [27]:
54
o
o
o
o
o
o
o
Clientes
Cooperativas
Generadores independientes.
Vendedores independientes de energía
Proveedores de electricidad minoristas independientes
Servicios públicos de inversión
Municipalidades
ERCOT trabaja con organizaciones de la industria eléctrica en las áreas de
control de ERCOT para asegurar confiabilidad en las operaciones de energía
para el mercado competitivo mayorista y minorista. El registro de los
participantes del mercado con ERCOT, incluye un listado general de
entidades que realizan funciones, entre estos se encuentra: Entidades de
Calificación de la Programación (QSE, sus siglas en inglés), Entidades de
Suministro de Carga (LSE, sus siglas en inglés), Entidades de Recursos de
Generación (RE, sus siglas en inglés) o Proveedores de Servicio de
Transmisión o Distribución (TDSP, sus siglas en inglés).
•
Entidades de programación calificada (QSEs) presentan un programa de
energía balanceada cada 15 minutos para una parte de la red eléctrica. Cada
QSE es certificada por ERCOT.
Después de la finalización del “Mercado Day-Ahead” y en la tarde del periodo
“day-ahead”, ERCOT ejecuta procesos centralizados confiables para asegurar
que tiene suficiente capacidad despachada para suministrar la previsión de
carga para la operación diaria. En el proceso del Unit Commitment Confiable
(RUC, sus siglas en inglés), ERCOT debe realizar una análisis de seguridad de la
red de transmisión usando el modelo de operación de la red más actualizado y
los despachos de generación realizados previamente por QSEs.
Luego, ERCOT debe determinar si algún recurso de generación adicional es
necesario para todas las horas del próximo día de operación. Un proceso RUC
es el único proceso del mercado que compromete físicamente los recursos de
generación en la operación en tiempo real. Un proceso RUC es ejecutado en la
tarde del periodo “Day-Ahead” para determinar si los recursos de generación
despachados son necesarios para todas las horas del siguiente día de
operación. A medida que se acerca la operación en tiempo real, un proceso
similar, el RUC por hora, se ejecuta utilizando las condiciones actualizadas del
sistema para determinar si necesitan recursos adicionales de generación.
55
•
Operación en tiempo real corresponde al tiempo posterior al periodo de ajuste
del sistema. El tiempo para realizar ajustes financieros y operativos se ha
acabado, por lo tanto, ERCOT debe supervisar el estado en tiempo real de la
red y entregar los recursos para atender la carga del sistema en tiempo real.
En este periodo, ERCOT debe analizar la seguridad de la red como se hizo en el
proceso del Unit Commitment (RUC), pero esta vez, su objetivo es suministrar
la carga real del sistema en lugar de las previsiones de carga. Incluso, en
tiempo real, ERCOT debe determinar la solución más económica para resolver
los problemas de seguridad del sistema mediante despachos de generación
usando ofertas de energía sometidas a los QSEs. El proceso de Despacho
Económico con Restricción de Seguridad (SCED, sus siglas en inglés) es
ejecutado por lo menos cada 5 minutos para determinar los niveles de
operación de todos los recursos necesarios para un funcionamiento confiable
de la red en tiempo real.
Por otra parte, durante la operación del Mercado en Tiempo Real (RTM, sus
siglas en inglés), ERCOT ejecuta Control de Frecuencia de Carga (LFC, sus
siglas en inglés) y entrega la información del mercado requerida por el
protocolo sobre el Mercado de Información del Mercado (MIS, sus siglas en
inglés).
•
Establecido en el mercado de operación diario y con el mercado de servicio
complementarios.
•
ERCOT calcula los costos marginales en todos los nodos del sistema. Esto
permite identificar congestiones, con las cuales el operador toma acciones para
redistribuir transacciones en el mercado de tiempo real.
•
En 2003, la Comisión de Servicio de Publico de Texas inicio el rediseño del
mercado mayorista para el mejor manejo de la congestión del sistema de
transmisión y proveer los servicios del mercado “day-ahead”. Mercado Nodal es el
nuevo diseño de mercado eléctrico mayorista usado actualmente por ERCOT.
56
En este nuevo diseño, el mercado se puede dividir en 4000 nodos de precios o
puntos de entrada/salida de electricidad, localizados donde la electricidad es
inyectada por generadores o retirada por minoristas de electricidad.
Por otra parte, el Grupo de Trabajo de la Gestión de la Congestión (CMWG, sus
siglas en inglés) se encarga a través de la Subcomisión del Mercado Mayorista
(WMS, sus siglas en inglés) la revisión de temas relacionados con la congestión en
la transmisión dentro de ERCOT.
En la figura siguiente se muestra el esquema de nodos de la red eléctrica de Texas
controlada por ERCOT.
Figura N° 29 Esquema de nodos de la red eléctrica de Texas controlada por ERCOT.
Los costos de congestión se asignan directamente a los causantes de costos
identificados y resueltos de forma más económica y eficiente. El precio de la
energía indica el valor de la energía en todos los nodos e indica donde ocurre la
congestión. Se espera del Mercado Nodal que incremente la transparencia en los
precios, mejore la eficiencia en los despachos de electricidad y nivele el campo de
acción entre pequeños y grandes generadores. El diseño también está dirigido a
57
los consumidores a ahorrar dinero y aliviar la congestión de tráfico en las líneas de
transmisión.
ERCOT recauda un recargo nodal a través de una tasa especial a los generadores
para proporcionar una recuperación de los costos para poner en práctica un
mercado nodal, según lo dispuesto por el regulador.
•
Como el operador único del área de control, ERCOT es responsable de asegurar la
cantidad correcta de generación disponible para suministrar la carga del sistema y
determinar si hay capacidad de transmisión suficiente para entregar la energía
donde la necesiten.
ERCOT se basa en la disponibilidad de capacidad de generación para suministrar
energía para mantener el sistema eléctrico dentro de los límites permisibles de
confiabilidad. La obtención de capacidad y energía, requiere que ERCOT realice un
rol confiable, obtenido competitivamente por Entidades de Programación Calificada
(QSEs) sobre la base de recursos específicos. Unidades de generación que pueden
estar en modo de espera y disponibles para ser llamadas a proporcionar energía o
las consumidos que están disponibles o para ser interrumpidos para aliviar la
necesidad de energía adicional son servicios calificados por ERCOT.
Estos servicios provienen de recursos de generación y consumos. Estos son
suministrados por ERCOT para asegurar confiabilidad y son llamados “Ancillary
Services”.
Dentro de los servicios auxiliares anteriormente descrito, se encuentran:
•
•
•
Reserva para regulación
Respuesta de reserva
Reserva no en giro
Además, ERCOT contrato los siguientes servicios:
•
•
•
•
•
Black Start.
Reliability Must-Run (RMR).
Servicio de soporte de tensión (VSS).
Servicio de carga de emergencia no interrumpible (EILS).
Uso del recurso agua
Solo el 0,3% de la matriz energética de la red eléctrica de Texas es en base a
centrales hidráulicas, por lo tanto, no representa un desafío para ERCOT.
58
•
Ofertas de precios
El rol del mercado eléctrico mayorista es para permitir la comercialización entre
generadores, minoristas y otros intermediarios financieros para el corto plazo y
entrega de electricidad futura. Generadores ofrecen su electricidad de salida a los
minoristas quienes re-valorizan la electricidad y la llevan a su mercado.
El mercado mayorista ERCOT está diseñado alrededor de transacciones bilaterales
a través de la red de transmisión de alta tensión con la gestión de los flujos de
potencia basado en un “Mercado Nodal” (“Nodal Market”).
Aunque la electricidad es en mayoría comprada bajo contratos de largo-plazo,
demanda fluctúa a diario, y para gestionar esa fluctuación, ERCOT junta
compradores y vendedores de electricidad en el mercado mayorista. Al decidir
forma de distribuir los flujos de potencia por la red, ERCOT usa típicamente
oferta más barata procedente de un generador cuando sea posible.
la
a
la
la
El mercado minorista está definido por áreas suministradas por servicios de
transmisión y distribución. Esas áreas están también abiertas a la competencia
minorista o son “opted out”. Las áreas de la competencia requieren que el
consumo del usuario final se represente mediante la identificación independiente
que este accesible a la competencia minorista que compiten para proporcionar la
potencia eléctrica a través del servicio público de distribución. El Servicio de
Distribución de Carga (ESI ID, sus siglas en inglés) es el vigilante de esta
identificación independiente o identificación de servicio público. El ESI ID
representa el lugar, propietario, tipo de servicio eléctrico para establecer si es una
casa residencial, comercial o empresa industrial, o institución de gobierno. El
servicio de distribución local debe mantener el ESI ID con información actualizada
y disponible para la competencia minorista. El ESI ID y el estándar de datos entre
las transacciones de todos los servicio de distribución en áreas de competencia
están basadas en las funciones del mercado minorista.
En la siguiente figura se muestra la relación entre los actores del mercado
competitivo minorista:
59
Figura N° 30 Participantes del mercado de transacciones bilaterales e información de
intercambios.
En relación a los agentes que componen el mercado mayorista y minorista, en la
siguiente figura se muestra todos los participantes de dichos mercados y la
relación entre ellos [28]:
Figura N° 31 Participantes del mercado de transacciones bilaterales y la relación entre ellos.
QSE: Entidad calificada para la programación (UC).
LSE: Unidades con capacidad de proveer potencia en momentos de alto consumo.
TSP y DSP: Proveedores de Tx y Dx.
CRR: Titulares de derechos de congestión.
Power Marketer: Compradores y vendedores de energía. Programan la potencia
con ERCOT a través de un QSE.
Finalmente, los procesos claves del mercado mayorista y minorista, se muestran
en la siguiente figura [28]:
60
Figura N° 32 Procesos clave del mercado mayorista y minorista.
•
Respuesta ante emergencias
•
ERCOT maneja un protocolo que define los estándares para la entrega de
información trasparente del mercado mayorista y minorista.
Con el fin de mejorar la confiabilidad de la red de transmisión y la capacidad de
entrega de energía, así como para reducir la congestión y mejorar la eficiencia de
la red, ERCOT realiza estudios de planificación del sistema de transmisión de
ERCOT. Además, ERCOT trabaja con los dueños de la red de transmisión y los
comités de las partes interesadas para garantizar un sistema de transmisión que
el costo efectivamente cumple con las normas y los requisitos de NERC y los
protocolos de requerimientos de ERCOT, y de manera apropiada representar
eventos de baja probabilidad que podrían tener un impacto significativo en el
mercado.
61
3.6 Caso OMEL
•
OMEL y REE están a cargo del sistema eléctrico español, tanto en la
península como en los sistemas insulares y extrapeninsulares [29].
En relación al Sistema Peninsular, este tuvo un volumen de energía
demanda durante el 2011 de 255.179 GWh. Los máximos anuales de
demanda media horaria y de energía diaria se alcanzaron respectivamente
el 24 y 25 de enero con 44.107 MW y 884 GWh (ver figura).
Figura N° 33: Curva de carga diaria del día 24 de enero de 2011.
La potencia instalada de generación al finalizar el año 2011 alcanzo los
100.576 MW (un 1,9% superior a la del año anterior). La gran mayoría de
aumento de potencia proviene de nuevas infraestructuras de origen
renovable, principalmente eólicas (997 MW) y solares (674 MW).
Respecto a la cobertura de la demanda, la nuclear se ha situado a la cabeza
cubriendo el 21% de la demanda, le siguen los ciclos combinados con un
aporte del 19%. En tercer lugar se han situado: la eólica que mantiene con
un 16% la misma representación del año anterior, el carbón que eleva su
contribución al 15% y la hidráulica que desciende al 11%.
En conjunto, las energías renovables han cubierto el 33% de la demanda,
tres puntos menos que el 2010, debido principalmente al descenso de la
generación hidráulica.
El aumento de generación con carbón por un lado, y la menor producción
de otras fuentes de energía (hidráulica, eólica y nuclear) han dado lugar a
un repunte de las emisiones de CO2 del sector eléctrico que se han
62
estimado para el 2011 en 73 millones de toneladas, un 25 % más que en
2010.
El saldo de intercambios internacionales ha sido exportador en 6.105 GWh,
un 27 % inferior al del 2010. Este descenso proviene principalmente de un
cambio de signo en el saldo neto de intercambios a través de la
interconexión con Francia que, tras ser exportador por primera vez en 2010,
vuelve a ser importador por un valor de 1.189 GWh en 2011.
Respecto a las infraestructuras de transporte, durante el 2011 se han
puesto en servicio 1.705 km de circuito de los que 1.446 km corresponden
al sistema peninsular. Este aumento eleva la red de transporte peninsular al
finalizar el año a 37.395 km de circuito y la red nacional a 40.233 km (ver
tabla siguiente). Entre las infraestructuras puestas en servicio, destaca el
enlace eléctrico entre la Península y Baleares de 488 km. Este enlace es la
primera interconexión submarina de transporte en corriente continua que
existe en España.
Tabla N° 4
Resumen de km de circuitos de líneas del sistema operado por REE.
Por otra parte, la demanda anual de energía en los Sistemas
Extrapeninsulares se han mantenido en los niveles del año 2010, con un
incremento conjunto de apenas un 0,1 %.
•
En el mercado eléctrico español se distinguen dos participantes. Estos son el
Operador económico (Operador de Mercado Eléctrico, OMEL) y el operador
técnico del sistema (Redes Eléctricas de España, REE).
OMEL es la sociedad a la que le corresponde realizar las funciones
encomendadas al operador del mercado de la electricidad. Las funciones del
Operador de Mercado (OMEL) son, entre otras, las siguientes [30].:
Asumir las funciones necesarias para realizar la gestión económica
referida al eficaz desarrollo del mercado de producción de
electricidad.
63
La recepción de las ofertas de venta emitidas para cada período de
programación por los titulares de las unidades de producción de
energía eléctrica.
La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energías y
las garantías que, en su caso, proceden.
La casación de las ofertas de venta y de adquisición partiendo de la
oferta más barata hasta igualar la demanda en cada periodo de
programación.
La comunicación a los titulares de las unidades de producción, así
como a los distribuidores, comercializadores, consumidores
cualificados y al operador del sistema de los resultados de la casación
de las ofertas, la programación de entrada en la red derivada de la
misma y el precio marginal de la energía.
La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberán
realizarse en virtud de las operaciones realizadas en el mercado.
El desarrollo de los sistemas electrónicos de contratación para la
adecuada realización de dichas funciones.
Redes Eléctricas de España no es un monopolio nacional, ni una compañía
absolutamente privada, porque parte de sus objetivos están determinados
por el regulador. Además, REE como operador del sistema, garantiza la
continuidad y seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constante
equilibrio la generación y el consumo de nuestro país, y ejerce estas
funciones bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.
Además, Red Eléctrica es el gestor de la red de transporte y actúa
como transportista único.
Las funciones específicas de REE, son las siguientes:
a) La elaboración y publicación con carácter indicativo de un balance
periódico de previsiones relativo a las capacidades de generación y
demanda que puedan conectarse a la red, las necesidades de
interconexión con otras redes y las capacidades potenciales del
transporte, así como sobre la demanda de electricidad.
b) Proponer al Ministerio de Economía, previo informe de la Comisión
Nacional de Energía, las necesidades de la red de transporte para
garantizar la fiabilidad del suministro, indicando los planes de
desarrollo y refuerzo de la red de transporte que se estimen
necesarios.
c) Estimar, calcular y publicar los coeficientes de pérdidas en los nudos
de transporte con carácter orientativo, con diferentes periodicidades
y para diferentes escenarios de explotación.
d) Calcular horariamente las pérdidas de transporte y los coeficientes de
pérdidas reales en los nudos de la red de transporte.
64
e) Evaluar la capacidad máxima de las interconexiones internacionales
del sistema eléctrico y determinar la capacidad disponible para su uso
comercial.
f) Coordinar con los operadores de otros países la información relativa a
las transacciones internacionales que se estén llevando a cabo.
g) Establecer en coordinación con los transportistas, productores y
distribuidores los planes de maniobra para la reposición de servicio en
caso de fallas generales en el suministro de energía eléctrica y
coordinar y controlar su ejecución, afectando a cualquier elemento
del sistema eléctrico que sea necesario. Lo anterior se realizará de
acuerdo con la normativa e instrucciones técnicas complementarias
que se establezca al efecto y de acuerdo a la normativa vigente.
h) Recabar y conservar la información de explotación que necesite en el
ejercicio de sus funciones y la que demanden el operador del
mercado y los organismos reguladores, en las condiciones que se
establecen en el presente Real Decreto y en el Real Decreto
2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el
mercado de producción de energía eléctrica.
i) Facilitar a los distintos agentes las medidas de los intercambios de
energía, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de puntos de
medida y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el
que se organiza y regula el mercado de producción de energía
eléctrica.
j) Suministrar a los agentes la información relativa a los posibles
problemas que puedan surgir en las interconexiones internacionales,
así como en su caso en la red de transporte.
k) Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que
haya sido puesta a su disposición por los agentes del mercado.
l) Analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte y
condicionar, en su caso, el acceso a la red cuando no se disponga de
capacidad suficiente o se incumplan los criterios de fiabilidad y
seguridad establecidos en regulación vigente.
m) Supervisar los proyectos y programas de ejecución de las nuevas
instalaciones de transporte y las conexiones de las instalaciones de
los usuarios de la red de transporte con las instalaciones de los
transportistas.
•
OMEL y REE si bien son empresas privadas, existe una participación del
gobierno, como también la vigilancia del poder legislativo de España.
•
•
65
La Ley del Sector Eléctrico confirmó el papel de Red Eléctrica como pieza
clave en el funcionamiento del sistema y ratificó a Red Eléctrica como el
transportista único y operador del sistema eléctrico español.
Durante el 2010, se completó la adquisición de los activos de transporte a
las empresas eléctricas, incluidos los sistemas de Baleares y Canarias y
representó la consolidación de REE como transportista único, lo que la
convierte en el TSO (Transmission System Operator) del sistema eléctrico
español.
Dentro del proceso de liberalización del mercado eléctrico español, la Ley de
Servicios Eléctricos de España, exigió a Red Eléctrica que se abriera a
nuevos accionistas, estableciendo el 10% como el límite de participación de
cualquier accionista (40% para el conjunto del sector eléctrico).
En la siguiente figura se presenta la participación accionaria de REE a
términos del ejercicio 2011:
Figura N° 34: Estructura accionarial de REE.
Donde, SEPI corresponde a Sociedad Estatal de Participaciones Industriales.
•
La Ley 17/2007, de 4 de julio, que confirmó a Red Eléctrica como TSO español,
introdujo también cambios en la estructura societaria de la compañía: la
transformación de Red Eléctrica en una estructura de holding, cuya sociedad
matriz es Red Eléctrica Corporación, S.A.
Esta sociedad posee la totalidad del capital social de la nueva filial, Red
Eléctrica de España, S.A.U., y gestiona el nuevo grupo empresarial que asume
las sedes corporativas, los inmuebles no afectos a las actividades reguladas y
las participaciones en otras sociedades. Esta reorganización societaria fue
aprobada el 22 de mayo del 2008 por la Junta General de Accionistas de Red
Eléctrica de España, S.A. y fue ratificada por su Consejo de Administración el
20 de junio del 2008. El 1 de julio del 2008 se formalizó la transmisión de la
66
actividad regulada de Red Eléctrica de España, S.A. a su nueva filial Red
Eléctrica de España, S.A.U.
Red Eléctrica de España, S.A.U. desarrolla las actividades reguladas en España,
que representan el 98% del negocio del Grupo, y cuenta con todos los activos
de transporte y operación, los recursos humanos y los medios financieros
vinculados a estas actividades. Además, asume el plan de inversión de la
compañía.
La actividad de telecomunicaciones se trasmitió a Red Eléctrica Internacional,
S.A.U. (REI), dependiente de la sociedad matriz, que desarrolla la inversión
exterior y la consultoría internacional de la empresa.
Red Eléctrica de España Finance B.V., sociedad con sede en Holanda, fue
creada para optimizar la financiación de la adquisición de los activos eléctricos
de transporte en el año 2003 y actualmente se utiliza como vehículo de
financiación de las diferentes actividades de las sociedades del grupo.
La estructura organizativa se presenta en la siguiente figura:
Figura N° 35: Estructura Red Eléctrica Corporación.
67
Figura N° 36: Estructura Red Eléctrica España.
•
Como responsable de la operación del sistema eléctrico, Red Eléctrica
garantiza la continuidad y seguridad del suministro y la adecuada
coordinación del conjunto generación-transporte. Para ello realiza una serie
de procesos, a partir de la casación del mercado en el horizonte diario
efectuada por el operador del mercado, hasta la definición de cada una de
las programaciones horarias y la asignación de los servicios
complementarios, que permiten la explotación segura y económica del
sistema en tiempo real.
Estos procesos constituyen los mercados de operación, gestionados por Red
Eléctrica con la finalidad de adaptar los programas de producción resultante
de los mercados diario e intradiario a las necesidades técnicas de calidad y
seguridad requeridos por el suministro de energía eléctrica.
En la siguiente figura, se presenta un cuadro de posicionamiento de
diversos operadores de varios países, teniendo como variables “Costos de
Mantenimiento” y “Nivel de Servicio”. En dicho cuadro REE destaca con una
calidad de servicio alta y costos de mantenimientos bajos.
68
Figura N° 37: Costos de mantenimiento v/s Calidad de de Servicio.
•
Red Eléctrica es responsable del desarrollo y ampliación de la red, de
realizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entre
sistemas exteriores y la península y garantizar el acceso de terceros a la red
de transporte en régimen de igualdad.
El fin primordial de la red de transporte en el mercado eléctrico español es
permitir juntar de forma no discriminatoria a compradores y vendedores de
energía y así dar vida al mercado mayorista.
En relación a los cobros por usos del sistema de transmisión, en la siguiente
figura se muestra un cuadro comparativo de costos de diversos países de la
Unión Europea.
69
Figura N° 38: Costos de transporte de diversos países de la Unión Europea.
•
•
Los servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos
tienen por objeto que el suministro de energía eléctrica se produzca en las
condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y que
se verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda. Los
servicios complementarios de banda de regulación son incorporados al
programa diario viable por el operador del sistema con posterioridad al
mercado diario. Una vez celebrada cada una de las sesiones del mercado
intradiario, el operador del sistema realiza la gestión en tiempo real
mediante la utilización de servicios complementarios y el procedimiento de
gestión de desvíos.
•
Uso del recurso agua
•
Ofertas de precios
70
El mercado de electricidad es el conjunto de transacciones derivadas de la
participación de los agentes del mercado en las sesiones de los mercados
diario e intradiario, mercado a plazos, y de la aplicación de los
Procedimientos de Operación Técnica del Sistema. Los contratos bilaterales
físicos realizados por vendedores y compradores se integran en el mercado
de producción una vez finalizado el mercado diario.
Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar en el
mercado de producción como vendedores y compradores de electricidad.
Pueden actuar como agentes del mercado los productores,
comercializadores de último recurso y comercializadores de electricidad así
como los consumidores directos de energía eléctrica y las empresas o
consumidores, residentes en otros países externos al Mercado Ibérico, que
tengan la habilitación de comercializadores.
Los productores y los consumidores directos pueden acudir al mercado
como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales físicos.
Un consumidor directo que quiera participar en el mercado de producción
puede acceder a todas las posibilidades que este ofrece a cualquier otro
demandante de energía, independientemente de su tamaño, si bien, si su
objetivo es únicamente participar de una forma simple adquiriendo la
energía que necesita consumir para cada uno de los días, su participación
en el mercado es muy sencilla pudiendo realizar las adquisiciones para los
días futuros que estime conveniente, y recibir la factura por la energía
adquirida al mercado cada día.
Los Procesos del Mercado de Producción son:
El mercado diario es el mercado en el que se realizan la mayoría de
las transacciones. En dicho mercado deben participar como oferentes
todas las unidades de producción disponibles, que no estén
vinculadas a un contrato bilateral físico, así como los
comercializadores no residentes registrados como vendedores. La
parte demandante en el mercado diario son los comercializadores de
último recurso, comercializadores, consumidores directos y
comercializadores no residentes registrados como compradores. El
resultado garantiza que no se supera la capacidad máxima de
interconexión con sistemas eléctricos externos considerando los
contratos bilaterales físicos que afecten a las interconexiones
internacionales.
Solución de las restricciones técnicas. Una vez celebrada la sesión del
mercado diario y recibido las ejecuciones de los contratos bilaterales
físicos nacionales, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnica
del programa de funcionamiento de las unidades de producción para
garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de
71
transporte. Si el resultado de la casación del mercado diario más las
ejecuciones de los contratos bilaterales físicos no respeta la
capacidad máxima de intercambio entre sistemas eléctricos, o los
requisitos de seguridad, el procedimiento de solución de restricciones
técnicas modifica en el primer caso las compras o ventas desde
sistemas eléctricos externos que provoquen el exceso de intercambio
en la interconexión, y en el segundo caso la asignación de energía de
las unidades de producción.
El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir
como demandantes y oferentes las unidades de producción, los
comercializadores de último recurso, así como los comercializadores
residentes y no residentes, y consumidores directos, que tengan la
condición de agentes del mercado. En el caso de los compradores en
el mercado diario, para poder acudir al mercado intradiario han de
haber participado en la correspondiente sesión del mercado diario o
en la ejecución de un contrato bilateral físico. En el caso de los
productores deben haber participado en la correspondiente sesión del
mercado diario o en la ejecución de un contrato bilateral físico, o
haber estado indisponible para su participación en el mercado diario
y haber quedado disponible posteriormente.
En la siguiente figura se presenta la estructura del mercado eléctrico español y
sus participantes:
Figura N° 39: Estructura del mercado eléctrico español y sus participantes.
•
Respuesta ante emergencias
72
•
El Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS) ha sido
desarrollado por Red Eléctrica para realizar las tareas de información y
gestión de los procesos relacionados específicamente con el mercado
eléctrico. El sistema ofrece completa información de acceso público en el
servidor del SIOS en internet.
Las funciones básicas del SIOS son las siguientes:
o Permitir a los agentes del mercado eléctrico acudir a los
mercados de servicios complementarios.
o La coordinación con el operador del mercado.
o Permitir a los operadores del Centro de Control Eléctrico
(Cecoel) cubrir las necesidades del sistema asignando las
ofertas necesarias siguiendo las reglas del mercado.
o La publicación, para conocimiento de los agentes, de las
distintas necesidades, el resultado de las casaciones, las
restricciones y programas que deben seguir las centrales.
Según el artículo 28 del Real Decreto-Ley 6/2000 de 23 de junio:
o "El operador del sistema hará público el resultado de los
procesos de operación técnica bajo su responsabilidad".
o "El operador del mercado y el operador del sistema, en el
ámbito de sus respectivas competencias, harán públicos los
datos agregados de volúmenes y precios, así como los datos
relativos a las capacidades comerciales, intercambios
intracomunitarios e internacionales por frontera y, en su caso,
por país, así como las curvas agregadas de oferta y demanda
correspondientes".
o "En todo caso, el operador del mercado y el operador del
sistema, garantizarán el secreto de la información de carácter
confidencial puesta a su disposición por los agentes del
mercado, tal y como se establecen en los apartados 2f) del
artículo 27 y 2k) del artículo 30 del RD 2019/1997".
o "Las previsiones de demanda realizadas por el operador del
sistema, se referirán a meses completos y se publicarán en los
primeros quince días del mes anterior al que se refiere la
previsión.
Además, es función de REE llevar un listado actualizado de las instalaciones
que integran la red de transporte, con indicación de sus titulares,
características técnicas y administrativas. Anualmente, se remitirá a la
Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economía
la relación de nuevas instalaciones. El Ministerio de Economía acordará su
publicación en el “Boletín Oficial del Estado” y la remisión a las
73
Comunidades Autónomas de la información correspondiente de su ámbito
territorial.
Finalmente, REE debe velar por el cumplimiento de los parámetros
calidad que se establezcan para la actividad de transporte, poniendo
conocimiento del Ministerio de Economía y de la Comisión Nacional
Energía las perturbaciones que se produzcan, así como proponer
medidas necesarias para su resolución.
de
en
de
las
Red Eléctrica de España, como operador del sistema y gestor de la red de
transporte será el responsable del desarrollo y ampliación de la red de transporte
de energía eléctrica, de tal manera que garantice el mantenimiento y mejora de
una red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes. Asimismo gestionará
los tránsitos de electricidad entre sistemas exteriores que se realicen utilizando las
redes del sistema eléctrico español.
La planificación de la red de transporte tendrá carácter vinculante para los distintos
sujetos que actúan en el sistema eléctrico y será realizada por el Gobierno a
propuesta del Ministerio de Economía con la participación de las Comunidades
Autónomas, de acuerdo con el procedimiento establecido en el presente Real
Decreto y será sometida al Congreso de los Diputados.
La planificación tendrá un horizonte temporal de cinco años y sus resultados se
recogerán en un documento denominado plan de desarrollo de la red de
transporte de energía eléctrica.
74
4 CONTEXTO CHILENO PARA EL OPERADOR DEL SISTEMA
4.1 Marco regulatorio
El marco regulatorio de los CDEC se muestra en la figura siguiente:
Figura N° 40: Marco regulatorio del CDEC. Fuente: Elaboración propia.
En las secciones siguientes se detalla cada uno de estos cuerpos legales que
contienen las disposiciones reglamentarias sobre el operador de los sistemas
eléctricos chilenos.
a. Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE)
La Ley General de Servicio Eléctricos, DFL N°4 del año 2006, define al CDEC
como el organismo encargado de determinar la operación conjunta de
instalaciones del sistema eléctrico, incluyendo las centrales eléctricas
generadoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión y
adicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias de
distribución y barras de consumo de usuarios no sometidos a regulación de
precios abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de
transmisión; interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y
distribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo que el costo del
abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con una
confiabilidad prefijada.
En este sentido, la operación de las instalaciones eléctricas que operen
interconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:
75
1. Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.
2. Garantizar la operación más económica para el conjunto de instalaciones
del sistema eléctrico, y
3. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión troncal y de
subtransmisión, conformidad a esta ley.
b. Decreto Supremo 327/1997
Cada sistema eléctrico con capacidad igual o superior a 200 MW, coordinará su
operación a través de un CDEC.
c. Decreto Supremo 291
Este Decreto Supremo establece la estructura, funcionamiento y financiamiento
de los CDEC. Al respecto, dispone derechos y deberes para:
Coordinación del sistema eléctrico.
Integrantes del CDEC.
Direcciones del CDEC
Centro de Despacho y Control
Planificación y programación de la operación.
Presupuesto y financiamiento.
Controversias y discrepancias.
d. Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS)
Esta norma establece las exigencias de seguridad y calidad de servicio de los
sistemas interconectados. En particular la NT SyCS contempla las siguientes
materias:
La terminología y marco ordenador para su aplicación.
Las exigencias mínimas de diseño de las instalaciones y sus equipamientos.
Los sistemas de información y comunicación requeridos.
Los estándares mínimos que debe cumplir la operación de cada sistema.
Los estudios de programación y gestión de la seguridad y calidad de
servicio.
㥞 La habilitación y monitorear de las instalaciones y sus equipamientos.
㥞 La información técnica del sistema interconectado.
㥞
㥞
㥞
㥞
㥞
e. Reglamento interno
Este documento contiene las disposiciones que atañen al Directorio del CDEC, a
los Coordinados, a los integrantes del Organismo CDEC y a las direcciones.
76
Uno de los aspectos relevantes, es el contenido en el Artículo N°4, el cual
indica que mientras los procedimientos no sean informados favorablemente por
la CNE, se aplicarán, en las materias referidas a la competencia de la DO, DP y
DAP, las disposiciones establecidas en el reglamento interno y manuales de
procedimientos vigentes a la fecha de publicación en el Diario Oficial del
reglamento, en tanto no contravengan la LGSE y las disposiciones del
reglamento.
f. Procedimientos
Los Procedimientos están destinados a presentar los criterios, consideraciones y
requerimientos de detalle para dar cumplimiento a las exigencias de la NT SyCS
y DS291/2007. Estos deben ser preparados por las Direcciones del CDEC.
Ejemplos de procedimientos fueron presentados en la sección 4.1.
4.2 Análisis de las recomendaciones elaboradas por el CADE
El 03 de Mayo de 2011, al cumplir poco más de un año del gobierno del Presidente
Sebastián Piñera, ha procedido a designar una comisión llamada “Comisión
Asesora del Desarrollo Eléctrico” (CADE), que tuvo como misión analizar y
establecer las bases de una política energética de largo plazo que sustente el
desarrollo social y económico que Chile necesita para derrotar la extrema pobreza.
El equipo expertos que constituyeron la comisión tuvo que analizar el actual
mercado eléctrico, las alternativas de generación, transmisión y distribución, así
como los factores medioambientales, económicos y sociales, para llegar a una
recomendación idónea para la elaboración de las política energética de Chile.
En este contexto y entre otras materias vistas por la CADE, esta fórmula
propuestas de ajuste a regulaciones y acciones facilitadoras de inversiones por
parte del Estado, que se pueden agrupar en los siguientes ámbitos:
Generación.
Ordenamiento territorial y compensaciones.
CDEC’s.
Reglamentación y permisos.
Transparencia.
Derechos de agua.
Transmisión.
Distribución.
Licitaciones de empresas distribuidoras.
Tarificación de la distribución.
77
En relación al análisis y propuestas a los CDEC’s, el CADE identifica debilidades en
el accionar de los CDEC’s como también materias las cuales no están asignadas
formalmente al CDEC pero que debieran realizarse. Al respecto, a continuación se
discuten las afirmaciones realizadas por la CADE.
Análisis general de las acciones actuales
La falta de incapacidad y falta de independencia de los Centros de Despacho
Económico de Carga (CDEC) para fiscalizar efectivamente a los generadores
(su capacidad efectiva de despacho continuo en el caso de las centrales de
punta) o las mantenciones no programadas de las centrales de base podrían
tener efectos anticompetitivos. En el primer caso, pues reducen el pago por
potencia de centrales que efectivamente pueden aportar potencia, lo que
reduce los incentivos a entrar al mercado y en el segundo, porque pueden
elevar en el corto plazo los costos marginales de operación.
Es por ende importante dotar a los CDECs de los recursos (infraestructura y
humanos) e independencia necesaria para observar, corregir y fiscalizar
oportunamente la información y actuaciones que podrían incidir en la
optimización del sistema en su conjunto y en la adecuada competencia en el
sistema.
Comentarios Las potencias de despacho de unidades de punta consideran
la potencia bruta máxima de la unidad (declarada de acuerdo a los
procedimientos vigentes relacionada con esta materia) y restricciones de
seguridad. Las empresas generadoras informan al CDEC sobre limitaciones
técnicas transitorias de la potencia bruta máxima a través de “Informes de
Restricción Operativa”, los cuales no presentan todos los antecedentes que
permitan justificar sólidamente la restricción asociada a la unidad. Sin
embargo dichas limitaciones perduran por tiempos excesivos en el tiempo y
para efectos de pagos por potencia dicha unidad se considera “castigada”
con un valor de potencia disponible equivalente a la limitación presentada.
La solución a estas materias es analizar caso a caso las limitaciones de las
unidades, y en caso que lo amerite disminuir permanentemente la potencia
máxima de despacho.
El caso de mantenciones no programadas, si al CDEC le informan que las
unidades deben salir de servicio por falla, este no le puede negar la salida
de servicio. Sin embargo, debiera velar por que los antecedentes de
técnicos que respaldan la falla sean sólidos y que solicite acciones a las
empresas para mitigar estas fallas como también realizar un seguimiento de
estos planes de acción. Estas materias debieran ser respaldadas por la
Superintendencia de Electricidad y Combustibles.
78
De acuerdo a los análisis de la CADE, el funcionamiento del CDEC acorde a
las exigencias de la normativa y del mercado en general, requiere de
directivos y personal altamente calificados e independientes, de modo que
su actuación esté comprometida con los objetivos de la institución y no
persistan conflictos de interés que puedan afectar sus decisiones.
Comentarios En la medida que los sistemas eléctricos crecen, su
complejidad también lo hace, tanto en términos de la operación del sistema
como del mercado. En este contexto, el plan de desarrollo interno de los
profesionales a la fecha ha sido decidido por cada CDEC. En particular, los
ejercicios presupuestarios de los últimos años de ambos CDEC, han seguido
caminos diferentes. Un ejemplo de estos, son los ítems capacitaciones e
infraestructura.
En relación a los directivos y profesionales que componen ambos CDEC no
se aprecian problemas de independencia. No obstante, la elección del
Director Ejecutivo por parte del Directorio, es una materia que ha sido
cuestionada por actores del sector.
Por otro lado, es importante mencionar, que más allá de lo indicado en el
párrafo anterior, el interés de las empresas que conforman el Directorio es
responder a sus propios objetivos corporativos, lo cual puede crear
conflictos de interés.
Los CDEC han mostrado diversas debilidades en el cumplimiento de su rol,
tanto en su rol supervisor, como en la adecuada operación y control de la
seguridad del sistema. En el ámbito de la supervisión, se identifican faltas
de una adecuada fiscalización a los agentes participantes, eventuales
oportunidades de comportamientos oligopólicos por parte de los agentes,
falta de transparencia ante futuros participantes del mercado y la sociedad
en su conjunto. Por ello ha cobrado fuerza la idea de revisar y reformar la
figura legal que les rige, su estructura y considerar darle una mayor
independencia y capacidad de fiscalización, según recomendará la Agencia
Internacional de Energía el 2009.
Comentarios En relación a la adecuada operación y control de la seguridad
del sistema, se observa que ambos CDEC se encuentran realizando
esfuerzos por desarrollar la incorporación de tecnologías TIC y otras, que
permitan incrementar la fiscalización de los coordinados.
Como se vio en los diversos operadores descritos en las secciones
anteriores, una importante fracción del presupuesto anual es destinada a
desarrollos informáticos para dar soporte a las tareas del monitoreo.
79
En relación a la efectividad de los equipamientos de seguridad instalados en
terreno, por ejemplo sistemas de protección, dada lo extenso de los
sistemas eléctricos se traducen en trabajos de análisis que requieren
equipos de trabajos dedicados por tiempos extensos (por ejemplo, un año)
y con la participación activa de la SEC para ir levantando y dando solución a
los incumplimientos detectados.
Propuestas para el CDEC
Condiciones específicas
Los motivos que llevan al CADE la necesidad de repensar el CDEC, de modo que
pueda efectivamente responder a las exigencias futuras, son:
La creciente complejidad de los sistemas eléctricos.
La creciente demanda por seguridad y confiabilidad.
La mayor transparencia exigida a todos los organismos que cumplen
funciones de interés público.
La tensión que existe entre la función pública que cumplen los CDEC y los
intereses individuales de sus miembros, que buscan maximizar sus
utilidades y minimizar los costos de coordinación.
La necesidad de que los agentes del sistema participen en las
responsabilidades que establece la ley.
La repetición en la última década y en los últimos tiempos dos años de fallas
extensas y apagones totales en el sistema eléctrico.
El aumento en las funciones y tareas específicas que las reformas legales
(leyes Cortas y otras) han dispuesto para los CDEC.
Comentarios
Los autores del presente informe coinciden con el CADE respecto de la importancia
del rol del CDEC, para el funcionamiento y desarrollo del mercado chileno. Lo
anterior debe traducirse en un incremento de los recursos e infraestructura,
potenciamiento del capital humano y mejoramiento del entorno regulatorio.
Por otra parte, en los diversos estudios realizados por las direcciones del CDEC, se
identifican necesidades técnicas (necesidad de instalaciones y/o equipamiento
eléctrico), de las cuales el CDEC no tiene facultades para exigir que las empresas
inviertan para mitigar dichas necesidades.
CDEC como Corporación de Derecho Privado
LA CADE recomienda la creación de un CDEC independiente como Corporación de
Derecho Privado, sin fines de lucro, que realiza una función de servicio público, con
las siguientes características:
80
Organismo coordinador y operador.
Con patrimonio propio, aportando por todos los miembros fundadores
(todas las empresas coordinadas).
Regido por un Consejo Directivo compuesto por expertos independientes
con responsabilidades individuales limitadas por la ley y coherentes con las
atribuciones específicas.
Administrado por un Director Ejecutivo responsable legalmente del
organismo, con responsabilidades individuales limitadas en concordancia
con las atribuciones.
Comentarios La creación de la Corporación de Derecho Privado (fin a la figura de
Directorio conformado por las empresas), se observa como una medida que
contribuye, en lo formal, con la independencia de los CDEC.
Sin embargo, hay temas que deben ser resueltos, como por ejemplo, la
responsabilidad de la seguridad y continuidad de suministro del sistema, se
mantendría en las empresas y/o recaerá en las Corporación de Derecho Privado.
Funciones atribuciones y responsabilidades
Se plantea establecer que el CDEC cumpla y sea definido como una entidad que
cumple una función de servicio público. Sus objetivos generales no cambiarían,
pero sí se detallarían para incluir mayores funciones.
Comentarios
De las funciones propuestas por la CADE, solo las siguientes se observan como
tareas en las cuales se debe poner énfasis, ya que se vislumbran como aquellas
que mejoran el desempeño del CDEC: fiscalización, promover inversiones para
cumplir las obligaciones legales, participación en cambios legales y dejar a
disposición la información completa del mercado.
Cabe disponer que las otras funciones y atribuciones recomendadas por la CADE,
ya han sido abordadas por ambos CDEC.
81
5
BENCHMARKING DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS ORGANISMOS
A lo largo del presente capítulo, y a partir de la información contenida en las
referencias, se realiza una comparación de distintas variables, buscando identificar
puntos de mejora para Chile.
Los tópicos revisados son los siguientes:
•
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL OPERADOR
•
ESTRUCTURA Y ROL DEL DIRECTORIO
•
PRINCIPALES ACTIVIDADES PROVISTAS A LOS COORDINADOS
•
FUNCIONES DEL OPERADOR
•
EXISTENCIA DE ORGANISMO DE MONITOREO DEL MERCADO
•
FINANCIAMIENTO DEL ORGANISMO
82
5.1 Características Generales del Operador
Tema
CDEC (1)
NYISO
PJM
XM
ERCOT
OMEL/REE
Nombre
Organismo
Centro de
Despacho
Económico de
Carga
New York
Independent
System Operator
(NYISO)
Pennsylvania, New
Jersey y Maryland
Compañía Expertos
en Mercados S.A.
E.S.P.
Electric Reliability
Council of Texas
(ERCOT)
Compañía
Operadora del
Mercado Español de
Electricidad, S.A
País
Chile
EEUU
EEUU
Colombia
EEUU
España.
Cubre el Mercado
Eléctrico de
Colombia.
Representa el 85%
del consumo
eléctrico y cubre el
75% del territorio
de Texas.
Cubre el Mercado
Ibérico. España y
Portugal.
22 millones
50 millones
Área Cubierta
SIC: II a X, Región
XIV y Región
Metropolitana
SING: Regiones I y
II - 25% del
territorio Chileno
Estado de New
York
Delaware, Illinois,
Indiana, Kentucky,
Maryland, Michigan,
New Jersey, North
Carolina, Ohio,
Pennsylvania,
Tennessee,
Virginia, West
Virginia and the
District of
Columbia
Habitantes
Tipo de Sistema
Existe
Directorio/Número
de Directores
SIC: 15.9 millones 92.23%de la
Población (2011).
SING: 1.07 millones
- 6.22% de la
Población (2011).
SIC: Hidro-térmico
SING: térmico
Si / 10 miembros
19 millones
60 millones
46 millones
Hidro-térmico
---
Hidro-térmico
Si / 10 miembros
Si / 10 miembros
Si
Térmico
Si / 16 miembros
Hidro-térmico
Si/11miembros
83
Tipo de
Organismo
Capacidad
Instalada de
Generación
Demanda Anual
Energía
Demanda Máxima
Extensión de
líneas de
Transmisión
Empleados
Presupuesto:
Estructura de
Propiedad
Ubicación Oficinas
centrales
Pool
SIC: 12147 MW
SING: 3701 MW
ISO-PX
RTO
ISO-PX
ISO
TSO
40,685 MW (2010)
164895 MW
14420 MW (2011)
88227 MW
100.576 MW
160487 GWh
420837 GWh
57,150.3 GWh
(2011)
308278 GWh
(2009)
255.179 GWh
(2011)
33939 MW (2006)
167,000MW
9295 MW
65700 MW
44.107 MW (2011)
10893 kms
56499 kms
24405 kms
40327 kms
40223 kms
452
725
---
670
---
119.5 MMUSD$
252.0 MMUSD$
---
176.1 MMUSD$
---
Pública.
Perteneciente al
Estado de Nueva
York. Sin fines de
lucro.
Pública. De
responsabilidad
limitada. Sociedad
incorporada en el
estado de Delaware
Empresa de
servicios públicos.
Propiedad mixta,
constituida como
sociedad anónima.
Filial de ISA.
Empresa financiada
a través de
membrecías. Sin
fines de lucro.
Empresa privada
con participación
del estado con
presencia del
regulador
Medellin, Colombia
Austin, Texas
Madrid, España y
Portugal.
SIC: 43.254,8 GWh
SING: 15.100,0
GWh
SIC: 6.482,1 MW
SING: 2000 MW
SIC: 12918 kms
SING: 7099 kms
SIC: 72
SING: 54
SIC: 322000 UF
(año 2012)
SING: 200000 UF
(Año 2012)
Empresa Privada,
sin fines de lucro.
Financiamiento
proviene de
empresas de la
industria.
SIC: Santiago
SING: Santiago y
Antofagasta
Rensselaer, NY
Valley Forge,
Pennsylvania
(1) Estadísticas 2010, excepto en casos indicados.
84
5.2 Estructura y Rol del Directorio
CDEC
Composición
Toma de Decisiones y orgánica interna
El Directorio está compuesto por un grupo de 10 miembros,
que representan a distintos segmentos de la industria.
- Decisiones se toman por mayoría. Quórum para sesionar es de
dos tercios.
- 2 representantes de propietarios de centrales con capacidad
instalada total sea inferior a 300 MW.
- A las actas de las reuniones del Directorio, tienen acceso los
coordinados, integrantes y la autoridad regulatoria.
- 3 representantes de centrales eléctricas con capacidad
instalada total sea igual o superior a 300 MW.
- Si bien en Directorio es responsable de elaborar, aprobar y
modificar el Reglamento Interno y los procedimientos, estos
deben ser informados favorablemente por la CNE, lo cual reduce
el impacto de la acción del Directorio en esta materia.
- 2 representantes de propietarios de instalaciones de
transmisión troncal.
- 2 representantes de instalaciones de subtransmisión.
- 1 representante de los clientes libres.
Los Directores pueden ser parte de las empresas o
contratados para representar a uno de los segmentos
indicados. Por tanto, no son independientes.
NYISO
El Directorio está compuesto por un grupo independiente de
10 miembros, que incluye al Presidente y CEO del NYISO y
profesionales con experiencia en la industria de la energía
eléctrica, finanzas, academia, tecnología, comunicaciones y
la ley.
Los miembros del Directorio no tienen ningún negocio ni
relación con la industria, así como con participantes del
mercado.
- Aprobar el presupuesto anual del CDEC elaborado por la DAP y
ponerlo en conocimiento de los Integrantes.
- Elegir al Director Ejecutivo. Con este último punto el Directorio
se reserva un mecanismo de presión sobre las actividades del
mismo.
La mayor parte de las decisiones depende
Administración.
del Comité de
Las decisiones del Comité de Administración requerirá el voto
del 58% de dicho Comité para su aprobación.
Si un agente se siente afectado por las decisiones del Comité de
Administración, puede presentar una apelación al Directorio de
NYISO.
Las actas de cada reunión del Directorio de NYISO son públicas.
85
El Directorio está constituido por un grupo de 10 miembros
independientes.
Los Directores no pueden tener ninguna relación profesional
o relación financiera con cualquier participante de PJM.
El Directorio es responsable de mantener la independencia de
PJM y de asegurar que PJM mantiene la confiabilidad de la red
eléctrica y de operar un mercado robusto, competitivo y no
discriminatorio, evitando que alguno de los participantes del
mercado ejerza poder de mercado.
Para garantizar la neutralidad de PJM, los miembros de la
Junta deben adherirse a un código de conducta.
PJM8
Todas las comunicaciones recibidas por el Directorio se tratan
según lo indicado en el Código de Conducta. La comunicación
escrita a los miembros del Directorio son revisados por un
personal de enlace designado, para asegurar la divulgación
oportuna.
Se compone de tres (3) miembros principales con sus
respectivos suplentes, elegidos por la Asamblea General de
Accionistas en la cual existirá representación directa en
proporción a la participación accionaria.
XM
La información sobre la junta y las minutas de sus reuniones no
son públicas, para quienes no forman parte de XM.
La Asamblea General de Accionistas al integrar la Junta
Directiva, de los tres (3) miembros elegirá tres (3) miembros
independientes principales.
El Directorio de ERCOT se encuentra compuesto por 16
miembros, de los cuales:
- 6 participantes del mercado de los siguientes grupos:
ERCOT
9
- Representantes de Inversionistas privados
(propietarios de instalaciones o de transmisión).
- Representantes de empresas municipales.
- Cooperativas
Decisiones se toman considerando dos tercios de los votos.
"El Comité Asesor Técnico (CAT)” hace recomendaciones de
política al Directorio.
El CTA es asistido por cinco subcomités permanentes y por
numerosos grupos de trabajo y equipos de trabajo.
El Directorio de ERCOT es responsable de la elaboración de
8
Referencia PJM: http://www.pjm-miso.com/about/board-managers.html
Referencia ERCOT:
http://www.ercot.com/content/news/presentations/2010/ERCOT%20Board%20Orientation.pdf
http://www.ercot.com/content/news/presentations/2010/2009%20ERCOT%20Annual%20Report.pdf
9
86
- Generadores
políticas, procedimientos y directrices para la coordinación de la
red eléctrica, la confiabilidad y las operaciones de mercado.
- Comercializadores de energía
- Proveedores minoristas de electricidad.
El Directorio tiene la responsabilidad general de la gestión de
ERCOT, incluyendo la aprobación del presupuesto, la priorización
de los gastos, aprobación de las revisiones a los protocolos y
guías de ERCOT, y el respaldo de las principales
recomendaciones de nuevas instalaciones de transmisión.
- 3 representantes de los consumidores.
- 5 independientes (no afiliados) miembros
- CEO de Texas ERCOT.
- Presidente de PUCT (sin voto).
- Aprobación de las políticas y estrategias generales de la
Sociedad y del Grupo.
- Decidir la información financiera que, por su condición de
cotizada, la Sociedad deba hacer pública periódicamente.
OMEL/REE
- Decidir sobre inversiones u operaciones de todo tipo que,
por su elevada cuantía o especiales características, tengan
carácter estratégico, salvo que su aprobación corresponda a
la Junta General.
- La autorización de las operaciones vinculadas, según se
definan en las normas legales vigentes en cada momento,
relevantes o ajenas al tráfico ordinario de la Sociedad, de las
que sea obligatorio informar a los mercados de valores,
conforme a las citadas normas legales, previo informe de la
Comisión de Auditoría.
- Evaluar el funcionamiento de sus comisiones, partiendo del
informe que estas le eleven.
5.3 Principales actividades provistas a los coordinados
Resumen de actividades
• Administran dos mercados: Mercado del día antes y el mercado en tiempo real
CDEC
• Mercados de potencia firme.
• Existe Mercado de Servicios Auxiliares.
• En el mercado de energía, administran dos mercados: Mercado del día antes y el mercado en tiempo real, con
NYISO
• Mercados de capacidad local y regional.
• Mercados de derechos de transmisión financieros (FTR)
PJM
• En el mercado de energía, administran dos: Mercado del día antes y el mercado en tiempo real, con LMP. Los precios son
calculados en cada barra cada cinco minutos.
87
• Mercados de capacidad (RPM)
• Mercado de Servicios Auxiliares
• Mercados de derechos de transmisión financieros (FTR)
XM
ERCOT
Realiza la operación del Sistema Interconectado Nacional colombiano y la Administración del Mercado de Energía en Colombia,
incluyendo las transacciones internacionales de electricidad con Ecuador.
- ERCOT programa y despacha centralizadamente la red dentro del área única de control, asegurando la confiabilidad de la red
de transmisión y el acceso abierto al mercado mayorista, y gestiona acuerdos financieros en el mercado mayorista de potencia.
Además, administra el mercado minorista de Texas, incluyendo el cambio de clientes y suministradores. ERCOT opera el
mercado mayorista para: Balancear energía, disponer de un mercado de servicios auxiliares y gestionar las congestiones.
- Participantes del mercado comercian bilateralmente electricidad, a través de comercializadores y a través de intercambios
intercontinentales. Los productos físicos utilizan predominantemente la fijación de precios de ERCOT, pero los productos físicos y
financieros a un precio de las cuatro zonas de ERCOT se negocian también.
- OMEL es responsable de la gestión del sistema de oferta de compra y venta de energía eléctrica, así como de la realización de
las liquidaciones y pagos y cobros correspondientes y, por consiguiente, incorporando los resultados de los mercados diarios e
intradiarios de electricidad.
OMEL/REE
- REE como operador del sistema, garantiza la continuidad y seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constante
equilibrio la generación y el consumo de nuestro país, y ejerce estas funciones bajo los principios de transparencia, objetividad e
independencia. Además, Red Eléctrica es el gestor de la red de transporte y actúa como transportista único.
5.4 Funciones del Operador
Tema
CDEC (1)
NYISO
PJM
XM
ERCOT
OMEL
Existencia de
precios de nudo
Si
Si
Si
--
Si
Si
Manejo de la
congestión
Redespacho de
unidades.
Si
Si
Si. Redespacho.
Si
Si
Perdidas
Marginales. Se
Tasa Fija. Precio de
nudo en discusión.
Si.
En proceso de
implementación.
Si
Manejo de las
perdidas
88
incorporan en LMP.
Determina los
requerimientos del
Sistema de
Transmisión
Principal llamado
Sistema de
Transmisión
Troncal.
Rol en el
Desarrollo de la
red de
transmisión
Dos instancias. (1)
Análisis de
consistencia del
Estudio de
Transmisión
Troncal, en años en
los que se
desarrolla el
Estudio. (2)
Revisión anual del
plan de obras del
Estudio de
Transmisión
Troncal en otros
años.
Enfoque de
mercado para el
proceso de
planificación de la
transmisión.
NYISO no
"aprueba" o
"solicita" las
instalaciones que se
construirán. En
cambio, evalúa la
confiabilidad del
sistema y a partir
de ello, identifica
las necesidades de
confiabilidad y
gestiona soluciones
de mercado.
No
Elaboran el Informe
de Planeamiento
Eléctrico de Largo
Plazo (IPOELP),
donde proponen
alternativas de
ampliación y
expansión.
Responsable por la
coordinación de la
planificación.
Si
5.5 Existencia de Organismo de Monitoreo del Mercado
Descripción del Organismo
CDEC
NYISO
No. Monitoreo del desempeño del mercado recae en los propios coordinados. Ante dudas y posibles comportamientos
inadecuados, los Coordinados recurren al Panel de Expertos del sector eléctrico.
- Existe la División de Monitoreo y Desempeño.
89
- Conformado por 32 personas.
- Compuesto por 4 unidades.
- Unidad de Mitigación y Cumplimiento
- Unidad de Análisis
- Unidad de Investigación
- Unidad de Servicios de Datos
- Tiene autonomía para realizar sus acciones. Se relaciona directamente con el CEO y organismos exteriores.
- Existe la Unidad de Monitoreo del Mercado MMU.
- Conformado por 12 personas.
- Se encuentran organizados como un grupo único, donde los integrantes son asignados a un tema en el mercado.
PJM
- Realizan las tareas de verificación del comportamiento en conformidad con los lineamientos de operación de PJM, identificación
de casos de ejercicio de poder de mercado y de comportamiento inusual, realizan investigaciones, siguen y evalúan el
comportamiento del mercado y buscan soluciones para mejorar diseño del mercado.
- Tiene autonomía para realizar sus acciones. Se relaciona directamente con el CEO, el directorio y la FERC.
XM
No.
ERCOT
Proporciona la base de datos a los participantes del mercado como también pone a disposición manuales o guías que explican
las claves para acceder a la información dentro de sitio web. La información de mercado que ERCOT deja a disposición de sus
usuarios son, entre otros: derechos de ingresos por congestión, en relación al mercado "Day-Ahead” reportes por hora de los
LMP’s, precio de despeje por capacidad y precios de contratos resultantes entre los acuerdos establecidos por los participantes.
En el mercado de tiempo real, mantiene reportes de LPMs por cada barra del sistema y los LMP en barras de generación.
También deja a disposición la demanda en tiempo real y la prevista, como también detalles de los acuerdos entre transacciones
entre participantes.
OMEL/REE
Información del mercado y de la operación del sistema operado por REE está disponible en su sitio web. No contiene comisiones
y/o departamentos para el desarrollo de estas actividades.
90
5.6 Financiamiento del Organismo
Descripción del Financiamiento
Financiamiento del CDEC se realiza mediante pagos porcentuales por segmento.
- 20% Generadores con capacidad instalada total inferior a 300 MW.
- 30% Generadores con capacidad instalada total igual o superior a 300 MW.
CDEC
- 40% para Integrantes propietarios de instalaciones de transmisión.
- 10% para Integrantes propietarios de barras de consumo de clientes libres.
Transmisores: Se prorratea según valorización anual de las instalaciones de transmisión troncal, subtransmisión y adicional.
En función de lo indicado, el CDEC calcula los montos y factura a los coordinados.
NYISO
PJM
Los costos de operación del NYISO se pagan bajo el concepto de estampilla de correo, donde existe un cargo por MW, que
totalizado entre todos los coordinados, permite cubrir el costo de operación del organismo.
Los costos son cubiertos través de una tarifa precalculada y aprobadas por la FERC, que se asigna a cada coordinado en función
de los volúmenes de transacciones de los participantes en el mercado, como por ejemplo: MWH por carga suministrada, MWH
facturados y FTR de los que es propietario el coordinado.
PJM no puede recaudar un monto mayor al autorizado, sin una presentación y aprobación de la FERC.
En caso que los costos de PJM sean menores que los montos recaudados, se deberá realizar un reembolso. Este se calcula
trimestralmente.
XM
ERCOT
OMEL/REE
-Basado en membrecías y sin fines de lucro. Los miembros corresponden a: consumidores, cooperativas, generadores,
comercializadores de energía, proveedores minoristas, propietarios de servicio público eléctrico.
Empresa privada. Financiamiento de acuerdo a rentabilidades trazadas en la línea corporativa de REE.
91
6
CONCLUSIONES Y PROPOSICIONES DE MEJORAMIENTO PARA EL
CDEC CHILENO
Los países con sistemas eléctricos desarrollados y que operan en entornos
competitivos presentan tanto sistemas tipo TSO, como sistemas tipo ISO. El hecho
de que en un país se haya optado por uno u otro modelo suele estar en función de
los antecedentes históricos y de la estructura sectorial. En aquellos lugares en los
que existían antes de los procesos de cambios regulatorios varias compañías
privadas que ofrecían un servicio verticalmente intergrado y que no han estado
dispuestas a vender sus líneas de transporte por motivos estratégicos, se ha
optado por un sistema tipo ISO.
En cambio, en aquellos lugares en los que existía una empresa única (típicamente
pública), ha sido posible diseñar una estructura sectorial nueva y por lo general en
esos casos, se ha optado por un modelo TSO.
También hay que señalar que en aquellos casos, en los que resulta indispensable
el desarrollo rápido de nuevas líneas (demanda creciente), en un entorno de
debilidad financiera de la empresa trasportista y del sector eléctrico (escasa
capitalización, carencia mercado de capitales, riesgo tipo de cambio, entre otros),
es aconsejable dar entrada a capitales privados y/o extranjeros. En este caso, el
desarrollo de la red es basado en licitaciones públicas y por tanto la estructura de
la red está bastante diversificada, por lo tanto, el modelo ISO es aconsejable.
Planificación y Expansión de la Red
La experiencia internacional revisada deja en evidencia que el Operador tiene un
rol activo en la planificación de largo plazo del sistema. Estas participaciones,
pasan desde elaborar estudios y dejarlos como un plan indicativo, hasta el caso en
que el operador busca soluciones en el mercado para los problemas detectados.
Es importante destacar, que la regulación chilena vigente no contiene disposiciones
que lleven a los CDEC a hacerse cargo de estos temas. No obstante, tampoco se
los impide.
Respecto de la red de Transmisión Troncal, el DFL N°4 de 2006 instruye a los
CDEC a realizar el denominado análisis de consistencia de las obras propuestas por
el Estudio de Transmisión Troncal. Si bien la ley no
A este respecto, los CDEC se están haciendo cargo de dicha función de forma
creciente. Prueba de ello es que el CDEC-SING creó durante el año 2011, un
equipo de planificación que depende de la Dirección de Peajes, para encargarse de
los temas de Largo Plazo, asumiendo con esto un rol más activo en la planificación
de la red.
Rol del Directorio
92
En la experiencia internacional revisada, a diferencia de lo que ocurre en Chile, los
integrantes del directorio de cada Operador son totalmente independientes de la
industria, lo cual entrega a los agentes una señal de independencia en su accionar.
En la práctica, se identifica que el rol de directorio se encuentra bastante acotado
por la regulación actual.
Por ejemplo, en los procedimientos son realizados por los equipos técnicos de los
CDEC, revisados por el Directorio y los coordinados, pero no pueden ser aplicados
sin la aprobación conforme de la CNE. Este hecho evita la antigua influencia del
Directorio en temas técnicos, que puedan generar beneficios para los integrantes
del mismo.
Por otro lado, n relación a los directivos y profesionales que componen ambos
CDEC no se aprecian problemas con su independencia. No obstante, la elección del
Director Ejecutivo por parte del Directorio, es una materia que ha sido cuestionada
por actores del sector.
Organismo de Monitoreo del Mercado
Un elemento relevante descubierto a lo largo de la investigación, corresponde a
organismo de monitoreo del mercado.
Su función es realizar tareas de verificación del comportamiento en conformidad
con los lineamientos de operación, identificación de casos de ejercicio de poder de
mercado y de comportamiento inusual.
Realizan investigaciones, siguiendo y evaluando el comportamiento del mercado,
para proponer soluciones.
La implementación de un organismo de estas características es recomendable para
los operadores Chilenos.
Ampliación de la Actividades del CDEC
Es importante destacar que en los últimos años, el mercado ha reconocido la
relevancia del rol del CDEC, lo cual ha facilitado que amplíen sus funciones,
desarrollando nuevas actividades.
93
BIBLIOGRAFÍA
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San Roman. IEEE Press 2003.
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[12] José Carlos Fernández: “ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE MERCADOS
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http://www.xm.com.co/Pages/MemoriasdeCapacitacionesySeminarios.aspx
Acceso mayo de 2012.
[16] Ministerio de Minas y Energía, Colombia. Resolución CREG No. 66, de Mayo 28
de 1998 y No. 67 de 1998.
[17] “Funcionamiento del mercado eléctrico en España.”
http://www.eurowon.com/2010/06/funcionamiento-del-mercado-electrico-en.html
[18] Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre. RCL 2000\2993. “Regula las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica”.
http://www.omel.es/files/tr_r.d._1955-2000_de_1_de_diciembre_0.pdf
[19] Entidad encargada de la gestión de las subastas de adquisiciones de energía
eléctrica por parte de las comercializadoras.
http://www.subastascesur.omie.es/subastas-cesur/informacion-general/eladministrador-de-la-subasta
[20] COIIM Colegio Oficial de Ingenieros Industriales de Madrid “Curso sobre el
Sector Eléctrico Español y Optimización del Precio Eléctrico en el Mercado
Liberalizado”.
http://www.portalformativo.com/Curso-sobre-el-Sector-ElectricoEspanol-y-Optimizacion-del-Prcio-Electrico-en-el-Mercado-Liberalizadou_1_5671.html
[21] Chao, H.; "System operator responsibilities in the de-regulated industry," IEEE
Power Engineering Society Summer Meeting, 2000, vol.1, no., pp.628-629 vol. 1,
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[24] B. Fardanesh; "Future Trends in Power System Control" IEEE Computer
Applications in Power, July 2002.
[25] T.E. Dy-Liacco; "Control Centers are Here to Stay" IEEE Computer
Applications in Power, October 2002.
95
[27] ERCOT: Consejo de Confiabilidad Eléctrico de Texas: www.ercot.com.
[28] Texas Nodal Market Guide, Version 3.0, 2006 Electric Reliability Council of
Texas.
[29] REE, Redes Eléctricas de España, www.ree.es
[30] OMEL, Operador de Mercado Eléctrico Ibérico, Polo Español, S.A.,
www.omel.es.
96

Estructura y funciones de un operador independiente

Transcripción

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