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Curso Mercados Elctricos
Msc. Mauricio Olivares Araya
Profesor Departamento Ingeniera Elctrica
Facultad de Ingeniera
Departamento de Ingeniera Elctrica
Universidad de Santiago de Chile
Clase 5: Mercado SPOT Energa
Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos
Tipos de Mercados Mayoristas que operen en forma estable, confiable y a
mnimo costo. Variables de Inters Centralizacin en el Despacho y Regulacin
del mercado
Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos
Modelo usado por Chile hasta 1982.
Una misma entidad controla y es dueo de todo el sistema.
Aun es usado principalmente en pases donde el sistema es operado y regulado por elestado o una empresa del mismo
Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos
Usado en Chile, Argentina, Inglaterra, Gales, etc.
Funciona a partir de un programa de despachos econmico que incorpora lasrestricciones del sistema , niveles de embalse, costos y pronostico de demanda.
Alta centralizacin que hace obligatoria la participacin de los agentes en el programa.
Estrecho nexo en todos los aspectos de la operacin del sistema, lo que debiesetraducirse en una mayor eficiencia productiva
Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos
No garantiza una solucin ptima ni factible para el mercado, debido al carcter desolucin individual de cada uno de los agentes.
Debe existir un ente que valide las transacciones de manera que sean coherentes conlas restricciones en transmisin
Contratos Fsicos: Aseguran el abastecimiento y la colocacin de la energa en elMercado
Contratos Financieros: tienen por objetivo la proteccin de las fluctuaciones de losprecios, sin comprometer unidades especificas, sino abriendo la posibilidad de que un
tercero abastezca el suministro.
Estructura OperativaSector Elctrico
Clientes
Comercializadores
Distribuidores
Transmisores
Generacin
Operador del Mercado (ISO)
Administrador del Mercado
Contratos bilaterales
Liquidador y Administrador de Cuentas
Bolsa Energa
Marco Conceptual y RegulatorioTipos de Mercado Elctricos
Posee una separacin entre la operacin fsica y comercial: ISO-Bolsa Energa
En la bolsa de energa se realiza la casacin de energa entre los generadores yconsumos.
La operacin fsica recae en el ISO quien es el encargado de operar los sistemas de
transmisin , tambin determina la generacin suplementaria y los SS/CC
Marco Conceptual y RegulatorioTeora Marginalista
La teora Marginalista indica que en condiciones ptimas, (parque generador adaptado a la
demanda y sin restricciones) los ingresos por venta de energa a costo marginal, ms los
ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de centrales de punta, cubre el
costo de capital y los costos de operacin de los generadores.
Costo Marginal de Energa: Costo eficiente de producir una unidad adicional de energa a
la demanda del sistema (1 MWh).
Corresponde al costo variable de la central trmica ms ineficiente o al costo asociado de una central de embalse.
Costo Marginal de Potencia: Costo marginal incremental asociado al abastecimiento
anual de la demanda punta.
Considerado como el costo de inversin de una turbina (gas/diesel) de 70 MW.
Costos
Inversin
Costos
OperacinIngresos
Energa
Ingresos
Potencia
En un sistema elctrico, el mercado SPOT a costo marginal consiste en la
compraventa de energa al costo marginal de corto plazo resultante de
efectuar el despacho econmico de las unidades generadoras disponibles
para satisfacer la demanda de electricidad en un perodo dado. Este
despacho econmico es efectuado por una entidad de coordinacin central,
denominada Centro de Despacho Econmico de Carga (CDEC). Efectuado
el despacho econmico, el costo marginal de corto plazo horario est
determinado por el costo variable de la ltima unidad generadora
despachada que est en condiciones de satisfacer un incremento de
demanda.
En Chile el mercado SPOT se establece conforme a un sistema de despacho
centralizado por orden de mrito de los costos variables de operacin de
las unidades generadoras, y precios basados en el costo marginal de corto
plazo del sistema elctrico.
Marco Conceptual y RegulatorioSpot Energa
Articulo N 149-LGSE
Las transferencias de energa entre empresas elctricas, que posean medios de
generacin operados en sincronismo con un sistema elctrico y que resulten de la
aplicacin de la coordinacin de la operacin a que se refiere el artculo 137, sern
valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantneos del sistema elctrico.
Estos costos sern calculados por el organismo de coordinacin de la operacin o
CDEC.
Los propietarios de empresas de generacin sincronizados al sistema elctrico tendr
derecho a vender la energa que evacue al sistema al costo marginal instantneo.
El detalle de los clculos asociados a los balances de energa se desarrollan bajo
el amparo de un procedimiento de los respectivos CDEC.
Marco Conceptual y RegulatorioSpot Energa
Caractersticas del Mercado SPOT:
Slo los generadores participan
El 100% de la demanda debe estar contratada (PPA)
Dualidad: Productor y Comercializador
Competitivo con seales de precio
Refleja costos reales
Precios libres y sin subsidios
Generadores deben declarar precios de combustibles y puntos de retiro
Precio de agua calculado por el coordinador
Cantidad de energa retirada depende de los contratos a declarar
El precio de la energa no depende de los contratos sino de la oferta
Balances a cargo del CDEC
Cadena de pagos a cargo del CDEC y con regulacin de la SEC
Generador coordinado no posee limites de contratacin
Marco Conceptual y RegulatorioSpot Energa
Balance de Energa:
Mensualmente los respectivos CDEC deben calcular las transferencias
de energa a fin de determinar la cadena de pagos entre los
generadores.
a) Orden de Mrito: Las empresas coordinas deben declarar
semanalmente los costos variables de sus centrales termicas,
productoras de energa. Complementariamente el CDEC calcula el costo
de oportunidad del agua de ese modo se realiza el lista de mrito pata el
despacho de las centrales. El despacho de las centrales se independiza
de los posibles contratos de retiro que las empresas de generacin
puedan poseer.
b) Despacho de Centrales: En base a la variacin de la demanda se
ajusta la oferta a menor costo de operacin, esto es, desde la central
ms econmica hasta la que posea los costos variables ms altos
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
b) Despacho de las Centrales
El despacho de las centrales es controlado y planificado por el CDEC. Esta entidad tambin est
encargada de cuantificar las ventas de energa a fin de realizar los pagos correspondientes entre
clientes-generadores y generadores-generadores.
Las centrales se despachan acorde los requerimientos de
demanda y por orden de merito (CMg)
Hidrologas secas provocan que los costos marginales sean altos.
Indisponibilidades de centrales baratas, provocan que los costos marginales se
eleven producto del despacho de centrales
ms caras.
Indisponibilidad de algn hidrocarburo e hidrologa seca pueden provocar el NO
abastecimiento de la demanda.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
Production PPAsContract
price
BalanceCMg
Company
Commercial
Decision
Mandatory Pool
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 1000 2000GWh
US
$/M
Wh
RoR
Coal
Gas
TGs
Old Oil
plants
Reservoirs
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
0
100
200
300
400
500
600
0 2000 4000 6000 8000 10000
Pri
ce (
US
$ / M
Wh
)
Demand (MW)
Dry scenario Water opportunity cost higher than LNG
Significant price
fluctuation
(180 - 280
US$/MWh)
Current Range of
Demand Fluctuation
Wind + RoR
Coal
LNG CC&OCReservoir
Diesel CC&OC
Diesel Turbines & Others
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
0
100
200
300
400
500
600
0 2000 4000 6000 8000 10000
Pri
ce (
US
$ / M
Wh
)
Demand (MW)
Dry scenario Medium scenario Water opportunity cost higher than LNG Lower water opportunity cost
Significant price
fluctuation
(100 - 180
US$/MWh)
Current Range of
Demand Fluctuation
Wind + RoR
Coal
LNG CC&OCReservoir
Diesel CC&OC
Diesel Turbines & Others
Diesel Turbines & Others
Reservoir
Coal
Diesel CC & OC
LNG-CC & OC
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
0
100
200
300
400
500
600
0 2000 4000 6000 8000 10000
Pri
ce (
US
$ / M
Wh
)
Demand (MW)
Dry scenario Medium scenario Water opportunity cost higher than LNG Lower water opportunity cost
Significant price
fluctuation
(80 - 160 US$/MWh)
Current Range of
Demand Fluctuation
Wind + RoR
Coal
LNG CC&OCReservoir
Diesel CC&OC
Diesel Turbines & Others
Diesel Turbines & Others
Reservoir
Coal
Diesel CC & OC
LNG-CC & OC
Operacin Compleja del Sistema
Cmo usar la energa hidroelctrica "gratis" que est almacenada en losembalses, evitando as gastos de combustible con las unidadestermoelctricas.
La operacin de un sistema hidroelctrico es un problema acoplado en eltiempo, es decir, una decisin operativa hoy afecta el costo operativofuturo.
Existe un costo inmediato de generar versus costo futuro. Se debecomparar el beneficio inmediato del uso del agua con el beneficio futuroque resulta del almacenamiento de la misma.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
Problema: Incertidumbre caudales afluentes.
Consecuencias Operativas
PERIODO FUTURO
Tipo de Afluente
(Caudales futuros)
PERIODO DE INCERTIDUMBRE
Decisin de Extraccin de
los embalses
PERIODO PRESENTE
Caudal turbinado grande
HmedosOK
Secos Dficit(Decisin Errada)
Caudal turbinado pequeo
HmedosVertimiento
(Decisin Errada)
Secos OK
e) Pagos entre generadores:
Finalmente, una vez determinados los balances de energa, se determinan
los generadores:
Excedentarios: generador que inyecta ms energa de la que retira,es decir, genera ms energa de la que tenia contratada.
Deficitarios: Generador que inyecta menos energa de la que retira, esdecir, genera menos de lo que tenia contratado
Los generadores deficitarios deben cancelarle a los excedentarios por la
energa suministrada para abastecer la energa que stos no pudieron
satisfacer.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
C) Valorizacin de la Energa: La metodologa de costos marginales de la
energa supone que ante condiciones normales de operacin, el costo
marginal en cada una de las barras del sistema deben ser similares, esteconcepto tambin lleva el nombre sistema acoplado.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
El costo marginal del sistema representar elcosto marginal de la central que ms cara
est abasteciendo la demanda.
La diferencia entre los costos marginales delas barras del sistema es provocada por
perdidas elctricas de las instalaciones de
transmisin. Para calcular esta diferencia se
utilizan los factores de penalizacin.
C) Valorizacin de la Energa: La metodologa de costos marginales de la
energa supone que ante condiciones normales de operacin, el costo
marginal en cada una de las barras del sistema deben ser similares, esteconcepto tambin lleva el nombre sistema acoplado.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
El costo marginal del sistema representar elcosto marginal de la central que ms cara
est abasteciendo la demanda.
La diferencia entre los costos marginales delas barras del sistema es provocada por
perdidas elctricas de las instalaciones de
transmisin. Para calcular esta diferencia se
utilizan los factores de penalizacin.
En caso que una demanda no pueda serabastecida debido a problemas de capacidad
de transmisin, se requerir de
abastecimiento no econmico, provocando un
sistema desacoplado
D) Reconocimiento de las inyecciones y Retiros:
Inyecciones: con los costos marginales de cada una de las barras delsistema se cuantifican las inyecciones de energa de cada una de lascentrales. Este ejercicio se hace de manera horaria y se consolida una vez almes.
Retiros: Cada generador debe declarar los retiros que poseen, es decir loscontratos (no entrega detalles como US$/MWh ni tiempos de validez). Estosretiros son valorizados a costo marginal de la barra que el generador hayadeclarado.
Finalmente el CDEC valoriza los inyecciones y retiros para realizar el balancede energa, que en trminos simples se puede expresar de la siguienteforma:
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa
jjii ECmgECmgEnergaBalance
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Ingresos Contrato mes US$ (24hX30D)Generador MW Contrato (Carga-MW)
VALOR CONTRATO (US$/MWh)
Embalse Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 105 6.048.000,0
CC GNL Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 135 19.440.000,0
Carbn Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 1 100 95 6.840.000,0
Diesel Generador 4 (200 US$/MWh) 50 - - - -
Los puntos de inyeccin y retiro quedaran definido por los contratos entre generadores y
cargas respectivamente.
Los costos de la energa de los contratos no guardan relacin con los precios SPOT.
No es necesario que un generador inyecte energa para que perciba los ingresos por los
contratos que ste suscriba
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Tipo ORDEN DE MRITO US$/MWh
Embalse Generador 1 60
Carbn Generador 3 80
CC GNL Generador 2 120
Diesel Generador 4 200
Balance Ventas y Retiro de Energa (24hx30D)
MWContrato
(Carga-MW)Precio
InyeccinPrecio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$) Ingresos-Retiros (US$) Condicin
Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 121,65 6.910.272 7.007.040 -148.608 Cumple Contrato
Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 120,00 121,07 17.280.000 17.434.080 -154.080 Cumple Contrato
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 121,65 8.640.000 8.758.800 -118.800 Cumple Contrato
Generador 4 (200 US$/MWh) - - - - - - - -
Total (MW) 380,0 380 -421.488
CDEC realiza orden de Mrito, con el
despacho de las 3 centrales con menor
costo variable, a plena potencia, es
posible abastecer los 380 MW de
demanda.
Valores Restantes corresponden a los
Ingresos Tarifarios que se usan para
tarificar la Tx
Caso Base
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Caso Base
BALANCE ECONMICO POR GENERADOR
MWContrato
(Carga-MW)Precio
InyeccinPrecio Retiro
Ingresos (US$)
Retiros (US$)
Ingresos-Retiros (US$) Condicin
Ingresos Contratos
Balance Econmico
Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 121,65 6.910.272 7.007.040 -148.608Cumple
Contrato 6.048.000,0 5.951.232
Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 120,00 121,07 17.280.000 17.434.080 -154.080Cumple
Contrato 19.440.000,0 19.285.920
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 121,65 8.640.000 8.758.800 -118.800Cumple
Contrato 6.840.000,0 6.721.200
Generador 4 (200 US$/MWh) - - - - - - - - -
Total (MW) 386,0 380 -421.488
En un mercado acoplado los precios en las barras son todos similares.
Conjugando el mercado SPOT con los contratos bilaterales es posible visualizar los
beneficios asociados al segmento Gx
En la medida que un generador abastezca sus retiros de manera individual, no
presentar problemas financieros.
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Tipo ORDEN DE MRITO US$/MWh
Embalse Generador 1 77
Carbn Generador 3 80
CC GNL Generador 2 120
Diesel Generador 4 200
CDEC realiza orden de Mrito,
considerando la hidrologa seca, la
central de embalse slo puede generar
30 MW. Se debe despachar la central
diesel para abastecer el total de DDA.
Caso Hidrologa
Seca
Precio del Agua aumenta producto de
su escases
Balance Ventas y Retiro de Energa (24hx30D)
MWContrato (Carga-
MW)Precio
Inyeccin Precio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$)Ingresos-Retiros
(US$) Condicin
Generador 1 (60 US$/MWh) 30 Carga 1 80 198,90 202,10 4.296.240 11.640.960 -7.344.720 NO Cumple Contrato
Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 201,30 202,80 28.987.200 29.203.200 -216.000 Cumple Contrato
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 201,30 202,10 14.493.600 14.551.200 -57.600 Cumple Contrato
Generador 4 (200 US$/MWh) 50 - - 200,00 - 7.200.000 - 7.200.000 EXCEDENTARIO
Total (MW) 380,0 380 -418.320
Generador 1, no puede abastecer el
contrato y debe comprar energa al
SPOT. En este caso deber pagarle al
generador 4 (diesel)
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Caso Hidrologa
Seca
BALANCE ECONMICO POR GENERADOR
MWContrato
(Carga-MW)Precio
InyeccinPrecio Retiro
Ingresos (US$)
Retiros (US$)
Ingresos-Retiros (US$) Condicin
Ingresos Contratos
Balance Econmico
Generador 1 (77 US$/MWh) 30 Carga 1 80 198,90 202,10 4.296.240 11.640.960 -7.344.720 DEFICITARIO 6.048.000,0 -1.296.720
Generador 2 (120 US$/MWh) 200 Carga 2 200 201,30 202,80 28.987.200 29.203.200 -216.000Cumple
Contrato 19.440.000,0 19.224.000
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 201,30 202,10 14.493.600 14.551.200 -57.600Cumple
Contrato 6.840.000,0 6.782.400
Generador 4 (200 US$/MWh) 50 - - 200,00 - 7.200.000 - 7.200.000 EXCEDENTARIO
Total (MW) 380,0 380 -418.320
El generador 1 no produce lo suficiente para abastecer el total de sus retiros, se le considera como deficitario.
El generador 4, el ms caro, debe ser despachado para asegurar el abastecimiento de la DDA.
el generador 1 debe pagarle al generador 4 la energa suministrada.
Producto de que el costo marginal del sistema, al cual debi comprar la energa el generador 1, es muy alto, 200
US$/MWh, y a que el contrato slo le entrega un ingreso
de 105 US$/MW, el estado financiero de este generador
es negativo
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Balance Ventas y Retiro de Energa (24hx30D)
MW Contrato (Carga-MW) Precio Inyeccin Precio Retiro Ingresos (US$) Retiros (US$) Ingresos-Retiros (US$) Condicin
Generador 1 (60 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 202,10 6.858.432 11.640.960 -4.782.528 Cumple Contrato
Generador 2 (120 US$/MWh) 160 Carga 2 200 120,00 121,07 13.824.000 17.434.080 -3.610.080 DEFICITARIO
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 202,10 8.640.000 14.551.200 -5.911.200 Cumple Contrato
Generador 4 (200 US$/MWh) 40 - - 200,00 - 5.760.000 - 5.760.000 EXCEDENTARIO
Total (MW) 380,0 380 -8.543.808
Las lnea de Tx NO
permite mayor
transferencia que 140
MW. Para abastecer la
DDA es necesario
despachar centrales no
econmicas
Caso Sistema
DesacopladoCDEC realiza orden de Mrito.
No obstante, la lista no puede
ejecutarse en un 100% ya que existen
limitaciones que provocan despachos
no econmicos y que el sistema se
desacople. Asimismo, las perdidas por
la lnea con limitaciones provocan altos
ingresos tarifarios (IT)
Tipo ORDEN DE MRITO US$/MWh
Embalse Generador 1 60
Carbn Generador 3 80
CC GNL Generador 2 120
Diesel Generador 4 200
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (Ejemplo)
Caso Sistema
Desacoplado
BALANCE ECONMICO POR GENERADOR
MWContrato (Carga-
MW)Precio
Inyeccin Precio RetiroIngresos
(US$) Retiros (US$)Ingresos-Retiros
(US$) CondicinIngresos
ContratosBalance
Econmico
Generador 1 (77 US$/MWh) 80 Carga 1 80 119,07 202,10 6.858.432 11.640.960 -4.782.528 Cumple Contrato 6.048.000,0 1.265.472
Generador 2 (120 US$/MWh) 160 Carga 2 200 120,00 121,07 13.824.000 17.434.080 -3.610.080 DEFICITARIO 19.440.000,0 15.829.920
Generador 3 (80 US$/MWh) 100 Carga 3 100 120,00 202,10 8.640.000 14.551.200 -5.911.200 Cumple Contrato 6.840.000,0 928.800
Generador 4 (200 US$/MWh) 40 - - 200,00 - 5.760.000 - 5.760.000 EXCEDENTARIO
Total (MW) 380,0 380 -8.543.808
El desacople produce que las barras desacopladas tengan un costo marginal muy alto.
El generador 1 y 3, si bien cumplen sus contratos, poseen altos niveles de perdidas financieras en el balance
de energa ya que sus retiros estn desacoplados.
Los ingresos tarifarios del sistema desacoplado son tan elevado que a veces pueden superar los costos de
inversin anualizados de transmisin.
Un sistema desacoplado es ineficiente y provoca desincentivo a la inversin.
Un mercado administrado a costo marginal entrega seales de mercado. Ello es as por elhecho que las decisiones de inversin de los agentes generadores son totalmente libres, lo
cual hace que si por alguna razn los costos marginales de energa y potencia no son
suficientemente atractivos, los inversionistas pospondrn sus proyectos con lo cual los precios
spot a costo marginal subirn hasta cubrir los costos medios de las alternativas de generacin
ms competitiva que puedan desarrollarse. Lo contrario ocurrir si los costos marginales se
hacen muy atractivos.
Los precios de los contratos no influyen ni en las decisiones de despacho ni en los costosmarginales del sistema.
La regulacin permite que cualquier coordinado adquiera contratos sin limitacin en losmontos, es decir, un generador puede tener contratos por ms energa de la que genera: sin
embargo, si este generador posee problemas de liquides producto de que los contratos no
reflejan el costo marginal (compra energa ms cara de lo que la vende), la cadena de pagos
del balance de energa se romper, provocando un desajuste financiero en todos los
involucrados.
Aunque el mercado SPOT es netamente de los generadores, la planificacin en la transmisines fundamental para mantener un mercado de precios eficiente y acoplado
Marco Practico del Clculo de TransferenciasSpot Energa (comentarios finales)
Curso Mercados Elctricos
Msc. Mauricio Olivares Araya
Profesor Departamento Ingeniera Elctrica
Facultad de Ingeniera
Departamento de Ingeniera Elctrica
Universidad de Santiago de Chile
Clase 4: Mercado SPOT Energa