Estructura y funciones de un operador independiente · Curso: Mercados Eléctricos Seminario:...

Estructura y funciones de unoperador independiente

Alumnos:Juan Pablo AvalosRoger M. Mellado

Profesor Guía:Hugh Rudnick V.

Facultad de IngenieríaPontificia Universidad Católica De Chile

MAYO DE 2012

Curso: Mercados EléctricosSeminario: Estructura y funciones de un operador independiente

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TEMARIO: ESTRUCTURA Y FUNCIONES DE UN OPERADOR INDEPENDIENTE

CONTENIDO DEL INFORME

1 ITRODUCCIÓ .................................................................................................................................. 2

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA......................................................................................................... 21.2 OBJETIVOS ............................................................................................................................................ 3

1.2.1 Objetivo general:........................................................................................................................ 31.2.2 Objetivos específicos: ................................................................................................................. 3

1.3 ALCANCES DEL TRABAJO ...................................................................................................................... 3

2 ESQUEMAS DE ORGAIZACIÓ E LA IDUSTRIA ELÉCTRICA ....................................... 4

2.1 MODELOS DE ORGANIZACIÓN DE MERCADO ........................................................................................ 42.1.1 Modelo Pool ............................................................................................................................... 52.1.2 Modelo de Contratos Bilaterales Físicos ................................................................................... 6

2.2 LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO............................................................................................. 72.2.1 Operador Independiente del Sistema (ISO)................................................................................ 72.2.2 Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO) .................................................... 9

2.3 OBJETIVOS Y FUNCIONES DE LOS OPERADORES....................................................................................102.4 ALTERNATIVAS Y MODELOS EXISTENTES.............................................................................................10

3 AÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES E EL MUDO ..................................................12

3.1 CASO CHILE: CDEC ............................................................................................................................123.2 CASO NYISO.......................................................................................................................................203.3 CASO PJM ...........................................................................................................................................313.4 CASO XM ............................................................................................................................................393.5 CASO ERCOT......................................................................................................................................513.6 CASO OMEL .......................................................................................................................................62

4 COTEXTO CHILEO PARA EL OPERADOR DEL SISTEMA.................................................75

4.1 MARCO REGULATORIO.........................................................................................................................754.2 ANÁLISIS DE LAS RECOMENDACIONES ELABORADAS POR EL CADE....................................................77

5 BECHMARKIG DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS ORGAISMOS ............................82

5.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL OPERADOR..................................................................................835.2 ESTRUCTURA Y ROL DEL DIRECTORIO.................................................................................................855.3 PRINCIPALES ACTIVIDADES PROVISTAS A LOS COORDINADOS..............................................................875.4 FUNCIONES DEL OPERADOR.................................................................................................................885.5 EXISTENCIA DE ORGANISMO DE MONITOREO DEL MERCADO..............................................................895.6 FINANCIAMIENTO DEL ORGANISMO.....................................................................................................91

6 COCLUSIOES Y PROPOSICIOES DE MEJORAMIETO PARA EL CDEC CHILEO 92

BIBLIOGRAFÍA.............................................................................................................................................94


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1 INTRODUCCIÓN

La desregulación de los mercados eléctricos, tiene como objetivo incrementarparticipación del sector privado y con ello, la competencia por el abastecimiento delos consumidores finales. Para viabilizar esto, resulta imprescindible la separaciónde los sectores de la industria, y en particular, la propiedad y administración delsector generación, de la propiedad y administración del sector transmisión.

Con la desintegración, se crea una serie de actores en cada uno de los sectores dela industria, donde cada uno se ocupa de actividades específicas, que atendiendo asu carácter privado, buscan maximizar el beneficio económico. Lo anterior, en uncontexto 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 agentesdel desarrollar sus negocios, en un ambiente no discriminatorio, confiable, ytransparente, entre otras características.

Esta operación del sistema y del mercado, es asignada a un ente específico, cuyalabor constituye la piedra angular del desarrollo de las actividades de los agentesen el mercado.

Diversos modelos han sido adoptados para realizar la labor del operador, concaracterísticas que varían notablemente de país a país.

EEUU ha concebido un modelo basado en un operador independiente, con activosy autonomía. En el Reino Unido, se adoptó un modelo en el que en un principio lalabor 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 laoperación del sistema como del mercado, el que puede de carácter privado, estatalo de una combinación de ambos.

1.1 Planteamiento del Problema

Concordante con lo anterior, el presente estudio busca realizar una comparaciónde los distintos esquemas de organización del operador del sistema en la industriaeléctrica y sobre la base de parámetros internacionales, identificar puntos demejora y factores críticos del modelo chileno, residente en el Centro de DespachoEconómico de Carga.


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1.2 Objetivos

1.2.1 Objetivo general:

Realizar un análisis crítico de los modelos de organización del operador del sistemaen la industria eléctrica, identificando con ello puntos de mejora y factores críticosdel modelo chileno.

1.2.2 Objetivos específicos:

• Realizar un análisis y descripción conceptual de los esquemas deorganización de la industria eléctrica.

• Analizar experiencias internacionales de los modelos de operadores delsistema 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 querealizan la operación de los sistemas eléctricos analizados.

• Aportar elementos, conclusiones y proposiciones de mejoramiento para elCDEC chileno.

1.3 Alcances del trabajo

El desarrollo de este trabajo implica desarrollar una revisión de los principalesconceptos teóricos asociados con la organización de la industria eléctrica, centradaen las actividades del operador del sistema y del mercado.

En este sentido, para el logro de los objetivos, la presente investigación contemplael análisis de la experiencia internacional de algunos mercados pre-definidos, elestudio acabado de la experiencia chilena, del marco regulatorio chileno, de laspropuestas de las críticas realizadas por los incumbentes y de la Comisión Asesorapara el Desarrollo Eléctrico (CADE).

A partir de lo indicado, se realizara una identificación de los aspectos másrelevantes y proposiciones para su mejora.


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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 mercadoseléctricos es la existencia de un mercado mayorista organizado de energíaeléctrica. Una de las condicionantes para la existencia de un mercado mayorista deelectricidad es la coordinación entre los diversos participantes: generadores,empresas de transmisión y consumidores, requeridos para realizar el suministro deenergía. Aunque cada sistema eléctrico desarrolla su modelo de coordinación deacuerdo a su situación particular, es posible distinguir dos modelos de organizaciónde un mercado eléctrico que corresponden a dos paradigmas o formas de entenderel mercado de la electricidad. El modelo bilateral se basa en la idea que laeficiencia económica en el mercado (señal de precio eficiente) se logra a través detransacciones bilaterales directas entre los participantes mientras que el modeloPool defiende la idea que debe existir un organismo (pool) el cual debe conducir almercado a lograr la eficiencia económica.

Una clasificación amplia es aquella que separa los mercados competitivosexistentes en los que tienen una estructura centralizada y aquellos con un énfasisen la descentralización en la toma de decisiones [1].

La teoría ha concebido diversas formas de organización para un mercado eléctricocompetitivo [2].

Las estructuras implementadas en la actualidad nacen de la nueva forma deconcebir el sector, a través de la cual se puede identificar diversas actividades denaturaleza técnica y económica muy distintas, pero necesarias para suministrar laenergía requerida por los consumidores del sistema. Las funciones del mercadomayorista que son centrales en esta diferenciación son las siguientes:

• Funciones del Operador del Sistema (OS). Son aquellas relacionadascon la operación y control del sistema eléctrico. Tienen por objetivogarantizar el correcto funcionamiento del sistema, bajo condiciones segurasy confiables, balanceando demanda y oferta de electricidad a través deldespacho en tiempo real.

• Funciones del Operador del Mercado (OM). Se identifica dos grandestipos claramente identificables:

• Operación económica: Optimización de los recursos de generacióny transmisión. Consisten en las funciones relacionadas con elcomercio de electricidad, planificación y selección de lastransacciones de energía en diferentes horizontes de tiempo.

• Operación comercial: Administración del mercado.


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La siguiente figura muestra la operación del sistema y la combinación de laoperación económica y comercial, también conocida como la operación delmercado:

OPERACIÓN FÍSICA

OPERACIÓNECONÓMICA

OPERACIÓNCOMERCIAL

OPERACIÓN DE MERCADO OPERACIÓN DE SISTEMA

FUNCIONES MERCADO MAYORISTA

Figura N° 1 Funciones del mercado mayorista.

A partir de la identificación de estas actividades y su asignación a diferentesagentes del sistema, la implementación práctica del mercado mayorista adoptadiversas formas. Entre las variantes particulares del sector eléctrico de cada país,se distinguen los modelos de organización mencionados anteriormente, el ModeloPool y el Modelo de Contratos Bilaterales.

2.1.1 Modelo Pool

Este modelo de operación confía a un único organismo, el Pool, las funciones deoperador del sistema y operador del mercado mayorista, es decir, el Pool es elorganismo encargado de realizar la operación económica, comercial y coordinar laoperación física del sistema eléctrico. En este sentido, las funciones son realizadaspor el operador de mercado y un operador de sistema [3, 4].

En el modelo Pool clásico, suministradores y consumidores no establecenrelaciones comerciales directas entre ellos. Las compras y ventas de energía sondeterminadas y valorizadas por el OM, basándose en una optimización de loscostos totales del sistema. Para ello, dependiendo del esquema elegido,suministradores y consumidores emiten ofertas o curvas de costos al OM. El plande operación resultante es transferido a el o los OS, quienes verifican la factibilidadtécnica del mismo. De esta forma, el OS realiza las correcciones necesarias al plande operación y determina los servicios auxiliares requeridos. Para las distintasetapas del procedimiento anteriormente descrito, se definen fechas y horarios quedeben ser respetados por todos los participantes del Pool [4].

En este modelo, la operación física de las unidades de generación estásubordinada al despacho realizado por el Pool al determinar los precios spot. Los


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generadores son despachados siempre y cuando el precio ofertado por cada unode ellos sea inferior al precio spot. Los contratos bilaterales ente empresas degeneración y clientes son contratos financieros, ya que la energía requerida por elcliente será suministrada por las empresas que fueron despachadas por el Pool. Encaso que la energía generadora propietaria del contrato no entrase en servicio,ésta deberá recompensar a las empresas que proveyeron a su cliente, pagan laenergía al precio spot.

2.1.2 Modelo de Contratos Bilaterales Físicos

Este modelo, entrega la operación física del sistema: balance oferta-demanda entiempo real, provisión de servicios complementarios y operación del sistema detransmisión, a un “operador independiente del sistema” (Independent SystemOperator). El ISO tiene además la responsabilidad de administrar la tarifa detransmisión.

La operación económica es dejada a los propios agentes del sistema. Existe unabolsa de energía (Power Exchange o PX) la cual opera como corporación sin finesde lucro y posee la responsabilidad de proveer una instancia, con acceso abierto yno discriminatorio, donde los generadores y consumidores, en forma anónima,compran y venden energía a entregar en un futuro inmediato. Las transaccionesen el PX se realizan mediante un mecanismo de ofertas, tanto de compra comoventa, las cuales ofrecen un precio de acuerdo al nivel de energía. Una vezrecibidas las ofertas, el PX construye las curvas de oferta y demanda para cadahora del día para realizar la casación, obteniendo de esta manera: las empresas degeneración que entran en servicio; la cantidad de energía a generar por cada unade ellas; y el precio spot del sistema. Con esta información se elabora un programade despacho el cual es enviado al ISO para que realice la verificación de lafactibilidad de éste, considerando eventuales restricciones de transmisión.

Por último la operación comercial se realiza como resultado de la operación física yde la operación económica.

Una característica fundamental de este modelo es que los acuerdos entre agentessirven de base al despacho de las unidades generadoras, esto es, se despacha launidad contratada, no la de menor costo marginal como en el pool [3]. Mediante elcontrato de abastecimiento de energía, el suministrador asegura la inyección en elsistema de la potencia especificada en un plan de operación. Por su parte, lascargas administradas por el consumidor que integra el contrato, deben orientar susconsumos 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 opciónde de firmar “contratos bilaterales físicos”, los cuales permiten que unidades degeneración entren en operación para abastecer directamente a sus clientes. Estetipo de contratos son recolectados por organismos conocidos como “coordinadores


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de programación” (Sheduling Coordinators o SC) las cuales confeccionan unprograma de generación que es finalmente enviado al operador del sistema para laverificación de factibilidad.

Los contratos bilaterales físicos en un modelo ISO-PX cobran gran relevanciadesplazando al PX a una labor de mercado residual. En el caso del sistemaeléctrico Californiano, se estima que alrededor de un 80% de la energía producidaes la transada a través de contratos bilaterales.

Sin perjuicio de lo anterior, en un modelo de transacciones bilaterales puro, consólo este tipo de acuerdos, no existe homogeneidad en las transacciones, nitampoco existe seguridad respecto del valor en el precio de despeje del mercado[1].

Bajo este tipo de esquemas de organización, tanto compradores como vendedoresde energía deben buscar en el mercado para descubrir precios por medio depublicidad, servicios de información proporcionados por entidades dependientes delos organismos reguladores y comparación de ofertas. En este sentido, unacomparación con el modelo pool indica que este último permite ahorrosimportantes, 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 siglasen 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 detransmisión, que hacen los generadores y los comercializadores [5].

La red de transmisión puede ser de propiedad de los generadores ocomercializadores, pero el control en tiempo real de la operación es deresponsabilidad del ISO. Esto, para garantizar que la propiedad de los activos de


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transmisión no limita la libre competencia en el mercado ó facilita conductasanticompetitivas de los generadores o distribuidores integrados.

Todos los operadores de sistema, por definición, realizan el control de la operaciónfísica del sistema del cual son responsables. Sin embargo, no todos manejan lagama completa de los mercados de la energía potencial que pueden existir en unmodelo competitivo. Los mercados de la energía específicos, pueden serconducidos por terceros (a menudo los subsidiarias de otros operadores delsistema) o no existir simplemente (por ejemplo. los mercados para “financialtransmission 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 elconjunto mínimo de características y funciones para el ISO/RTO (FERC Order2000/1999):

• Independencia• Configuración y alcance regional• Autoridad operacional• Confiabilidad a corto plazo

En estricto rigor, el modelo ISO tiene dos acepciones: ISA (Independent ShedulingAdministrator) que coordina las acciones de sistemas de transporte que siguensiendo operados por sus dueños e ISO que realiza la operación de formaindependiente de los dueños de las redes.

Los operadores de sistema pueden realizar un gran número de funciones, pero nonecesariamente deben realizarlas todas para constituir un ISO. Las funcionesmínimas 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


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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 laoferta y demanda, siendo fundamentales para seguridad y calidad de suministro.Además, las redes facilitan la reposición del servicio, la gestión de excedentesregionales y facilitan la elección de emplazamientos.

En el sector eléctrico la solución competitiva se realiza separando las actividadesde transporte y distribución, que constituyen un “monopolio natural” y deben serreguladas 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 lasactividades es condición necesaria, pero no suficiente para el desarrollo de unmercado 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 delucro) que opera la red de transmisión de acuerdo a estándares de seguridadpredefinidos y que a la vez, es propietaria de todos o gran parte de los activos quecomponen la red de transmisión.

En Inglaterra y Gales se utilizó un modelo TSO para facilitar la competencia, con lacreación de la National Grid Company (NGC). NGC es un operador de sistemaindependiente de transmisión (ITSO), propietario de la red. Esta propiedad fueposteriormente dividida ente los operadores regionales (RECs) [5].

b. Características y funciones del ITSO

Las características que permiten reconocer la existencia de un ITSO, es cuandouna entidad realizas las siguientes funciones:

i. Efectúa la operación técnica de un sistema eléctrico, dado estándares deseguridad.

ii. Es propietaria de todos o gran parte de los activos que componen la red.iii. Planifica y ejecuta su mantenimiento.iv. 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 sumantenimiento están radicalmente segregados de los agentes que compiten engeneración y comercialización. En el caso del ISO esta segregación se refieresolo a la operación del sistema.


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2.3 Objetivos y funciones de los operadores

Un objetivo común del ISO y del ITSO es que ambos buscan facilitar el incrementode 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 losmodelos que se muestran en la siguiente figura:

Figura N° 2 Modelos de operación física. Fuente: El libro de los 20 años, Redes Eléctricas deEspaña 1985-2005.

En la siguiente figura, se muestran los modelos que han optado los países de laUnión Europea, donde destaca el modelo TSO.


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Figura N° 3 Modelos seleccionados por países de la Unión Europea..


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3 ANÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES EN EL MUNDO

3.1 Caso Chile: CDECa. Descripción y Organización

• Tamaño del mercado bajo coordinación

Existen en Chile cuatro sistemas eléctricos interconectados. El SistemaInterconectado del Norte Grande (SING) con un 28,06% de la capacidad instaladaen el país; el Sistema Interconectado Central (SIC), con un 71,03% de lacapacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de laRegión XI con un 0,29% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, queabastece 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 lossistemas de transmisión y las centrales generadoras que operan interconectadasdesde la rada de Paposo por el norte (Segunda región), hasta la isla grande deChiloé por el sur (Décima región). Este Sistema, que es el mayor de los cuatrosistemas eléctricos que suministran energía al territorio chileno tiene una coberturade 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 y6482,1 MW, respectivamente.

El SING está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas detransmisión interconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en lasregiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta y del país.Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandesclientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes nosometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en lasempresas de distribución que abastecen los clientes sometidos a regulación deprecios.

La capacidad instalada y demanda máxima del año 2010, fue de 3698,7 MW y1998,0 MW, respectivamente.

• Tipo de Operador: controlador del organismo

De acuerdo a lo indicado en el punto en el marco regulatorio del sector eléctrico deChile, las instalaciones eléctricas de un sistema eléctrico deben operarinterconectadas 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, unaDirección de Peajes y una Dirección de Administración y Presupuesto donde sus


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funciones de cada una de estas Direcciones son descritas en el Reglamentorespectivo.

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 tienenuna capacidad instalada mayor a 300MW, por lo que requieren ser coordinados porun CDEC. En este sentido, se da origen al CDEC-SIC y CDEC-SING, organismos quetienen por obligación operativa realizar la operación económica, operación física yoperación comercial de dichos sistemas.

En particular, para cumplir con las exigencias legales vigentes, el CDEC deberealizar las siguientes tareas [26]:

Operación económica (uso eficiente de los recursos degeneración- transmisión):

Planificar la operación del sistema eléctrico, considerando su situaciónactual y la esperada para el mediano y largo plazo, de modo que elcosto del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible.

Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica que sederivan 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 deacuerdo a los programas resultantes. Las instrucciones de coordinaciónque emanan del CDEC son obligatorias para todas las centralesgeneradoras y líneas de transporte interconectadas.


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Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cada nivel degeneración y transporte, las exigencias de seguridad y calidad deservicio, incluidas la administración, entre otras, de la reserva depotencia del sistema, para regular la frecuencia, y la desconexión decarga en barras de consumo.

Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidadesgeneradoras 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 deregular el sector eléctrico y de combustibles, teniendo como objetivo: analizarprecios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas deproducción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto dedisponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con laoperación más económica. Sus funciones son:

a) Analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifasde bienes y servicios energéticos, en los casos y forma queestablece la ley.

b) Fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para elfuncionamiento y la operación de las instalaciones energéticas, enlos casos que señala la ley.

c) Monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado delsector energético, y proponer al Ministerio de Energía las normaslegales y reglamentarias que se requieran, en las materias de sucompetencia.

d) Asesorar al Gobierno, por intermedio del Ministerio de Energía, entodas aquellas materias vinculadas al sector energético para sumejor desarrollo.


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La administración de la Comisión corresponde al Secretario Ejecutivo, quien es elJefe Superior del Servicio y tiene su representación legal, judicial y extrajudicial.

En relación a las Direcciones de cada CDEC, estos deberán establecermetodologías y mecanismos de trabajo a través de Procedimientos, los que sedenominarán “Procedimiento DO”, “Procedimiento DP” o “Procedimiento DAP”,según la Dirección que los realice, los cuales deberán ajustarse a las disposicionesde la Ley y reglamentos respectivos, y demás normativa eléctrica vigente. LosProcedimientos antes mencionados estarán destinados a determinar los criterios,consideraciones y requerimientos de detalle que cada Dirección necesite para elcumplimiento de las funciones y obligaciones que le son propias.

Los procedimientos antes descritos podrán ser utilizados por las Direcciones unavez 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 lasinstrucciones que deben solicitar a los empresas Coordinadas, depende en granmedida de la aprobación de dichos procedimientos por parte de la CNE.

En relación a los procedimientos que debe realizar los CDEC, estos vienendefinidos en la NT SyCS y Reglamentos, o pueden ser solicitados por la mismaCNE. 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 lessolicite, entre los cuales, destacan entre otros: revisión del informe preliminar deprecios de nudo, información de la planificación del mantenimiento mayor de lasunidades del sistema eléctrico respectivo, información de consumo decombustibles, etc.

Finalmente, el presupuesto anual de cada CDEC deberá contar con el informefavorable de la CNE.

• Solución de conflictos: tipos y su solución

Los conflictos que se susciten en el interior de un CDEC se someterán a dictamendel panel de expertos.


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El panel de expertos está integrado por profesionales expertos, y su función espronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellasdiscrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de lalegislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme a la ley y sobre lasdemás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan asu decisión.

• Propiedad de la Transmisión

En cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del "sistema detransmisión troncal", del "sistema de subtransmisión" y del "sistema de transmisiónadicional", donde cada una de estas instalaciones son de privados.

Las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y los sistemas desubtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de accesoabierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas yeconómicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de laremuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con lasnormas de este Título.

En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abiertoaquellas líneas que hagan uso de las servidumbres que establece la ley y las queusen 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 yconforme 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 alas disposiciones del Decreto Supremo 291, de acuerdo a la siguienteestructura:

a) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantespropietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total seainferior a 300 MW;

b) 3 representantes del segmento que corresponde a los Integrantespropietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total sea igualo superior a 300 MW;

c) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantespropietarios de instalaciones de transmisión troncal;

d) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantespropietarios de instalaciones de subtransmisión, y


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e) 1 representante del segmento que corresponde a los Integrantes clienteslibres abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema detransmisión.

El Directorio tendrá las siguientes funciones:

a) Velar por el cumplimiento de las funciones que la Ley, la reglamentaciónvigente y el Reglamento Interno establecen para cada CDEC;

b) Velar por la operación segura y eficiente del sistema eléctrico, estableciendolos criterios generales para el cumplimiento de dicho objetivo;

c) Emitir los informes especiales que la Comisión o la Superintendencia solicitesobre el funcionamiento del CDEC, en los plazos que éstas determinen;

d) Elaborar, aprobar y modificar el Reglamento Interno del CDEC respecto de lasmaterias señaladas en el presente reglamento. En cualquier caso, elReglamento Interno y sus modificaciones deberán ser informadosfavorablemente 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 retiroy su reincorporación;

g) Aprobar el presupuesto anual del CDEC elaborado por la DAP y ponerlo enconocimiento de los Integrantes;

h) Presentar a la Comisión en el mes de noviembre de cada año el presupuestoanual correspondiente al año calendario siguiente;

i) Definir y establecer una sede para el funcionamiento del Directorio y lasDirecciones del CDEC, donde se radicarán sus órganos e instalaciones.

El Directorio sesionará ordinariamente una vez al mes, y el quórum para sesionarserá de dos tercios de los miembros del Directorio.

b. Operación del sistema:• Programación de la generaciónLa programación de la operación consiste en:

Coordinar las solicitudes de trabajos de las instalaciones coordinadas delsistema.

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 unidadesgeneradoras del sistema, para cada una de las 24 horas de los días aprogramar respectivos, con el objeto de abastecer los consumos delsistema a mínimo costo y preservando la seguridad del sistema.

Calcular los Factores de Penalización. Calcular la Tabla de Costos Variables (orden de merito).


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Entregar las directrices al CDC para la operación en tiempo real delSING, 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 delCDEC de cada sistema interconectado, los cuales deben tomar las decisiones deoperación, teniendo a la vista las variables eléctricas que proporcionan el sistemade adquisición de datos en tiempo real (por ejemplo, sistema SCADA). Al mismotiempo, se comunican a través de los canales de voz, dedicados exclusivamente ala operación en tiempo real, con los Centros de Control de las empresaspropietarias de las instalaciones sujetas a coordinación, preservando que laoperación se realice de acuerdo a lo previsto en los programas de generación queelabora el CDEC.

• Seguridad de servicio

Los estándares a los que se refiere este ítem, son establecidos por la NormaTécnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la cual debe aplicar el CDEC para laoperación del sistema. Al respecto, dicha norma también establece estudios delsistema que los CDEC deben realizar, entre los cuales se incluyen los que analizanlas 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 mercadochileno.

• Gestión de la Congestión

Dicha gestión es desarrollada por los CDEC de acuerdo a políticas de operaciónque se establecen de acuerdo las condiciones que gatillan la congestión, comotambién de la demandas y topología del sistema de transmisión, además de laflexibilidad de operación de dicho sistema para tolerar (en caso que es factiblemitigar la congestión) congestiones por periodos reducidos de tiempo, mientras losencargados de la operación en tiempo real llevan el sistema de transmisión arangos de operación aceptables y sin congestión. Por ejemplo, el sistema detransmisión puede ser utilizando en función de sus capacidades transitorias(mayores a las permanentes), que permitan al Centro de Despacho y Control llevarel sistema a una condición que en régimen permanente no presente congestión.


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En caso que la congestión es permanente, se supone un desacople económico delas subsistemas sometidos a la congestión, y en dicho caso los CMg son distintosen cada zona.

• Ofertas de precios

El funcionamiento del mercado chileno para los sistemas eléctricos interconectadosse caracteriza por la existencia de un mercado spot en el cual el precio de laenergía Eléctrica corresponde al costo marginal de corto plazo resultante delequilibrio instantáneo entre oferta y demanda.

El modelo de mercado chileno corresponde al tipo Pool, el cual establece el preciode mercado de corto plazo de electricidad, que es el precio de despeje delmarcado. Este precio resulta de la realización de una operación económicacentralizada 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, loscuales transan energía y potencia entre sí, las que dependen de los contratos desuministro que cada una haya suscrito. Aquellas, que por despacho tienen unageneración superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias)venden, y compran aquellas que por despacho tienen una generación inferior a laenergía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias). Lastransferencias físicas y monetarias (ventas y compras) son determinadas por elrespectivo CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costomarginal (Cmg) resultante de la operación del sistema en esa hora. En el caso dela potencia, las transferencias son valorizadas al precio de nudo de la potenciacorrespondiente.

• Disponibilidad de información técnica y económica

Cada CDEC debe contar con un sistema de información técnica y económica. Lainformación que se debe mantener pública para cualquier usuario en formagratuita, 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.


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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 dela expansión de la transmisión, en particular, evaluando con criterios técnicos-económicos las recomendaciones de expansión del sistema de transmisión para elperiodo 2011-2014, como también, de un monitoreo constante de dicha ejecución.Por otra parte, los CDEC en la actualidad mantienen una mirada permanente deldesarrollo a largo plazo del sistema para contribuir de manera anticipada aldesarrollo de los sistemas eléctricos nacionales.

3.2 Caso NYISO

a. Descripción y Organización

NYISO es una empresa sin fines de lucro, dirigida por un Directorio independientede 10 miembros.Los accionistas y participantes del mercado eléctrico de Nueva York, juegan unpapel importante en el sistema de administración compartido del NYISO.

El NYISO emplea a más de 400 personas y distribuye sus instalaciones en dosubicaciones de Albany, NY.

Dada la complejidad técnica de la misión del NYISO, más de una cuarta parte depersonal de la empresa se dedica al desarrollo y soporte en tecnologías deinformación.


o Zona Operada por el NYPP

El NYISO opera la denominada Área de Control de Nueva York (NYCA), que formaparte de la Interconexión del Este, una extensa área de los sistemas eléctricosinterconectados 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 unafrecuencia de 60hz [9].

En la siguiente figura se muestra el NYCA y el Sistema Interconectado del Este [9]:


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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 loscentros de consumo ubicados en la parte sur del estado. Sin embargo, lacapacidad de transmisión no siempre permite hacer posible estas transferencias,creando congestión en las redes. Por otro lado, el Estado de Nueva York formaparte de una zona de intenso intercambio de energía.Existe una mezcla de medios de generación utilizados para abastecer la demandade electricidad de Nueva York y estos varían en cada zona del estado [10].


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Figura N° 6 Generación de Energía por tipo de combustible al 2010.

La capacidad instalada alcanza los 37416 MW, las líneas de transmisión totalizanuna longitud de 10877 kms y la población que depende del sistema asciende a 19millones 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.


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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 decondiciones a la red eléctrica.

El NYISO debe aplicar y obedecer a las indicaciones de las siguientes autoridadesregulatorias [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 anticompetitivas, la existencia de vacios legales, o acciones tomadas por el propioNYISO (por ejemplo, corrección de precios, redespacho de unidades, etc.).

Si un participante considera vulnerados sus derechos, puede acudir al propioNYISO, a la unidad de monitoreo del mercado o directamente a la Federal EnergyRegulatory Commission (FERC)2.

2 Referencia: http://www.nyiso.com/public/webdocs/documents/manuals/operations/tran_ser_mnl.pdf Acceso 20 de mayo2012.


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El NYISO no es propietario de la Red. Esta es de terceros, los cuales se someten ala coordinación del mencionado organismo.


EL NYISO es dirigido por un directorio conformado por 10 miembros, que incluye alPresidente y CEO. El directorio está compuesto por miembros con experiencia en laindustria de la energía eléctrica, finanzas, académicos, tecnología, comunicacionesy la ley. El Directorio fue creado para dar independencia a las acciones del NYISOy es un requisito para la aprobación de las tarifas calculadas por él. Los miembrosdel Directorio no tienen ninguna relación de tipo contractual, financiera, operativao de alguna naturaleza con cualquier empresa coordinada por el NYISO o con susaccionistas [9].

b. Operación del sistema:

• Programación de la generación

El NYISO opera dos mercados principales de generación: Mercado Diario (day-ahead market) y mercado en Tiempo Real (real-time market).El primero programa la operación del día siguiente y el segundo, realiza laoperación en línea.Además, el NYISO se encarga de la programación de las transacciones directasentre 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 estáprevista a través de contratos bilaterales [9].

Figura N° 8 Distribución de la energía según programación.


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En la siguiente figura se muestra el resultado de la programación de la operaciónen 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 operaciónen 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


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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. LaEvaluación de los Necesidades de Confiabilidad (Reliability Needs Assessment –RNA), determina las necesidades futuras de confiabilidad del sistema de NuevaYork, 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 delsistema o contingencias) en todo el sistema eléctrico, comparando con estándaresnacionales, normas regionales de confiabilidad y normas específicas para el Estadode Nueva York, que permiten determinar los requerimientos potenciales de laconfiabilidad, a lo largo del período de planificación. Finalmente, se elabora uninforme 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 yla capacidad transferencia entre distintas zonas.



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o Identificar la ubicación y naturaleza de cualquier otro factor potencialy/o cuestiones que pudieran afectar negativamente a la confiabilidaddel 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 solucionespara hacer frente a las necesidades identificadas en el RNA.Programas de respuesta de la generación, transmisión y la demanda se considerancomo soluciones de confiabilidad posibles. La búsqueda de soluciones a lasnecesidades de confiabilidad identificados es planteada con la expectativa de queel mercado solucionará las necesidades identificadas. En el caso de que lassoluciones de mercado no son suficientes, el proceso permite la identificación desoluciones basadas en las herramientas regulatorias propuestas por propietarios dela transmisión u otras propuestas por otros participantes del mercado. El NYISO acontinuación, evalúa todas las soluciones propuestas para determinar si van asatisfacer las necesidades de confiabilidad identificados. Con ello se emite un plande obras.


• Manejo de la Congestión

Figura N° 11 Costo Anual Precios en tiempo real NYISO5.

• Servicios Complementarios (Ancillary Services)



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Los servicios complementarios son los aquellos necesarios para apoyar latransmisión 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 Regulación de frecuencia.o Regulación de tensión (inyección o absorción de reactivos).o Partida negrao Reserva en giro.o Otros

En la siguiente figura se muestra el despacho de los Servicios Auxiliares en tiemporeal, 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 webtodas sus actividades y cálculos. Es destacable el esfuerzo por hacer público elcomportamiento del mercado en tiempo real (ver figuras Mercado Diario, Mercadoen 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 lasacciones del NYISO.



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• Monitoreo del Desarrollo del Mercado

Existe la División de Monitoreo y Desempeño. El equipo se encuentra conformadopor: gerente, un economista, un analista, y un auxiliar administrativo a mediajornada. 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). LaUnidad de Análisis se centra en temas de largo alcance, incluyendo entre estos elanálisis de los resultados del mercado y problemas de diseño. La Unidad deInvestigación lleva a cabo las investigaciones, incluyendo las auditorías físicas delas instalaciones, que son confidenciales, y las investigaciones formales sobre laconducta irregular o potencialmente no competitiva. La Unidad de Servicios deDatos 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, planificaciónde 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 sidoconstruidos 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 mitigadola necesidad de soluciones de transmisión a las necesidades de fiabilidad delsistema de Nueva York eléctrica.

Casi 1.300 MW de nueva capacidad de transmisión interestatal se ha añadido parasatisfacer las necesidades de la región metropolitana de Nueva York. Estas


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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 PlanningProcess – CSPP), es un proceso basado en el mercado que evalúa la suficiencia derecursos y la seguridad del sistema de transmisión de la red estatal de electricidaden un período de 10 años y evalúa soluciones para satisfacer las necesidades deconfiabilidad y congestión. El CSPP contiene tres componentes principales:planificación de la transmisión local, planificación de la confiabilidad y planificacióneconómica. Cada ciclo de planificación de dos años comienza con los planes localesde transmisión de los propietarios de transmisión de Nueva York, seguido por unaevaluación de necesidades Confiabilidad NYISO (Reliability Needs Assessment -RNA) y el Plan Integral de Confiabilidad (Comprehensive Reliability Plan - CRP). Porúltimo, la planificación económica se lleva a cabo a través del análisis de lacongestión y el Estudio de Integración de Recursos (Congestion Analysis andResource Integration Study (CARIS).


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3.3 Caso PJM


El 13 de Marzo de 1999 la FERC emite una propuesta para unir todas las redes detransporte de EEUU en Regional Transmission Organizations (RTOs) y el 20 deDiciembre la Orden 2000, que obliga a las compañías propietarias de lasinfraestructuras de red que participan en el comercio eléctrico entre diferentesestados a formar RTOs. El 11 de octubre de 2000, PJM crea su RTO, de acuerdocon la Orden 2000.

PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operacióndel mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO,Transmission System Operator), y mantiene acuerdos con los propietarios de lared, cuya propiedad es independiente de PJM.

PJM tiene las siguientes actividades:

o Coordina y dirige el funcionamiento de la red de transporte de laregión.

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 lossiguientes estado: Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, NewJersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia andthe District of Columbia.

En la siguiente figura se muestra el PJM y el Sistema Interconectado del Este [9]:


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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 totalizanuna longitud de 56499 kms. y considera un total de 6145 subestaciones7.


PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operacióndel 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.


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Figura N° 16 Diagrama Grupos PJM y descripción del proceso de participación.

Funcionalmente, PJM se organiza en torno a Comités y grupos, que constituyenparte integral del desarrollo y perfeccionamiento de las normas de PJM, políticas yprocesos. Estos grupos ofrecen un foro para que los miembros compartan susposiciones y resolver problemas difíciles.


Básicamente, las acciones de PJM son reguladas por Pennsylvania PUC comoautoridad regional, y la FERC, como autoridad nacional. Es esta última quien definelas normas de funcionamiento de PJM.


PJM Opera con un sistema de membrecías. Los derechos de cada participantedependen del tipo de membrecía. Entre estas se incluye:

o Participantes del Mercado Mayoristao Representantes de organizaciones federales / estataleso Organizaciones parte del programa de reducción de energía


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o Otros miembros

Dado lo anterior, los conflictos entre los participantes del mercado surgen de laaplicación de la regulación vigente, de las interpretaciones que de la regulaciónPJM hace o del comportamiento anticompetitivo de los agentes.

Loa afectados pueden recurrir al Directorio de PJM, a la Unidad de Monitoreo delMercado 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 mencionadoorganismo.


Existe un Directorio de 10 miembros. No relacionados con la industria. Estos sonelegidos 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 delmercado diario organizado por PJM. En la misma subasta se asignan los agentesque participarán en los servicios complementarios


En PJM existe un mercado de ajustes en tiempo real, por medio del que mantieneel equilibrio entre generación y demanda, ajustando la programación de losgeneradores o de los intercambios, para lo cual se calcula los precios LMPbasándose en la situación actual del sistema [12].

Para determinar las condiciones de operación del sistema, PJM resuelve un modelode estimador de estado cada 5 minutos y calcula, basándose en las ofertas de losagentes, los precios LMP. El cálculo de los precios LMP se realiza utilizando unmétodo de optimización que minimice los costes, dadas las condiciones del sistema(obtenidas del estimador de estado), las restricciones de red y las ofertas. Como


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en el mercado diario, el precio LMP es el coste marginal de suministrar unincremento de demanda en ese nudo [12].

Las liquidaciones de este mercado están basadas en las desviaciones horariasrespecto al programa resultante del mercado diario y en los precios LMP medioshorarios.


Cuando existen congestiones en la red de transporte, PJM se ve obligado adespachar a generadores más caros (que no habrían resultado despachados enausencia de congestiones) para no sobrepasar la capacidad de las líneas. Para estecaso, 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 suprecio LMP. La diferencia entre todos los pagos y los cobros es uncargo implícito por la congestión, C1.

o Explícitamente: existen dos tipos de cargos por congestión que losagentes deben pagar de forma individual, dando lugar a una cantidadC2:

Cargos “punto por punto” basados en la diferencia de precioLMP entre nodo/s de generación y consumo.

Cargos de red basados en las diferencias de precio LMP entreuna zona de generación y una zona de consumo. Debenpagarlos 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 mecanismofinanciero que consiste en contratos que conceden a su propietario los derechos decobro (u obligaciones de pago1) basados en la diferencia de precios LMP entredeterminados nodos de la red de transporte.

Existe una subasta mensual en la que los FTRs pueden ser negociados, aunquetambién se pueden negociar mediante contratos bilaterales. PJM utiliza un modelode programación lineal que evalúa las ofertas de compra y venta y determina elprecio de los FTRs maximizando su valor sujeto a las restricciones impuestas por lacapacidad de las líneas. Cada día, los propietarios de FTRs reciben los ingresosderivados de las diferencias de precio LMP del mercado diario entre los nudoscorrespondientes [12].


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PJM mantiene un mercado para los Servicios Complementarios, como apoyo a laoperación confiable del sistema de transmisión. Los principales servicios son lossiguientes [13]

Reserva en Giro: suministra electricidad si la red tiene unainesperada necesidad de más potencia a corto plazo.

Regulación: corrige los cambios de corto plazo en el uso deelectricidad, que pudieran afectar a la estabilidad del sistemaeléctrico.

Partida Negra: para la restauración del sistema en el caso deBlack out.

o Mercado de Regulación

A cada generador (Load Serving Entity, LSE), se le asigna una cuota de regulaciónsecundaria (proporcional a su cuota de generación). Cada LSE puede cumplir consus 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 (PJMRegulation 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, losgeneradores son remunerados al precio marginal del sistema. Los agentes quecompran este servicio deben pagarlo a dicho precio marginal del sistema.


Los participantes envían sus ofertas de compra y venta de energía al mercadodiario. Con esas ofertas, el Operador Mercado realiza la programación horaria oUnit Commitment, a través de la utilización de modelos de optimización paradefinir la programación en un horizonte diario. El despacho se realiza teniendo encuenta las restricciones del sistema, la programación de los contratos bilaterales ylas ofertas enviadas por los agentes [12].

PJM también determina el precio marginal del sistema en cada nudo (LocationalMarginal Price, LMP) para cada hora del día siguiente. El cálculo de los precios LMP


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se realiza utilizando un método de optimización que minimiza los costos, dadas lasofertas 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 espagada la energía que suministra. El precio LMP en el nudo al que está conectadauna carga, es el precio al que ésta debe pagar la energía que consuma. Lasdiferencias de precio entre los nudos de generación y consumo, que ponen demanifiesto la existencia de congestiones, se utilizan para determinar laremuneración del transporte entre los nudos.

PJM publica los precios nodales de la red de transporte, LMPs agrupados porregiones en los llamados “hubs”, los que representan una región específica dentrodel área de control de PJM, con un precio que es la media ponderada de losprecios nodales de los nudos que forman el “hub”. El precio del “hub” es, por lotanto, mucho menos volátil que el precio individual de todos los nodos que locomponen, por lo que suele utilizarse como el precio de referencia para loscontratos. Existen tres “hubs”: Western Hub (111 nudos), Eastern Hub (237nudos) y West Int Hub (3 nudos) [12].


PJM posee procedimientos que establecen los estándares para la entrega deinformación 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 unequipo conformado por 11 personas. Realizan las tareas de verificación delcomportamiento en conformidad con los lineamientos de operación de PJM,identificación de casos de ejercicio de poder de mercado y de comportamientoinusual, realizan investigaciones, siguen y evalúan el comportamiento del mercadoy buscan soluciones para mejorar diseño del mercado.Se encuentran organizados como un grupo único, donde los integrantes sonasignados 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 susresultados a las entidades apropiadas (por ejemplo, Directorio de PJM y a losreguladores). PJM no utiliza a un consultor específico externo. Emplean aconsultores para aconsejarlos en distintas materias del mercado para situacionesespecíficas [8].


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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 deTransmisión (Regional Transmission Expansion Planning - RTEP), el cual identificaque cambios y adiciones son necesarios para garantizar la fiabilidad y el buenfuncionamiento de los mercados mayoristas.

Algunas de las características de este proceso son:o Se realiza planificación con un horizonte de 15 añoso 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 losprivados a participar.


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3.4 Caso XM


XM Compañía Expertos en Mercados S.A. E.S.P., es la filial de ISA especializada enla 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 endiversas materias [14]:

o Consultorías en sistemas de Potencia: Consultorías en procesosde la operación de sistemas eléctricos de potencia.

o Entrenamiento y Capacitaciones: Existe un calendario decapacitaciones. XM cuenta con personal especializado, con capacidadpara estructurar capacitaciones a la medida de sus clientes en temasrelacionados con los aspectos operativos.

o Seminario de Operadores de Sistemas Eléctricos de Potencia:Seminario de carácter internacional que se realiza una vez al año entemas 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 ymantenimiento de centros de control. Implementación, configuración,parametrización y puesta en servicio de sistemas SCADA(supervisión, control y adquisición de datos) para centros de controlcon información en tiempo real. Pruebas de fábrica y pruebas en sitiopara sistemas SCADA. Automatización de subestaciones con unidadesterminales remotas. Soporte remoto de sistemas SCADA

o Soporte y Mantenimiento de Centros de Controlo Consultoría en Mercados de Energía. XM pone a disposición de

sus clientes, tanto nacionales como internacionales, el servicio deconsultoría sobre el diseño e implementación de mercados deenergía, así como el desarrollo y aplicación de estudios relacionados


o Zona Operada por XMLa siguiente figura muestra las Características del SIN Colombia:


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Figura N° 18 Características del SIN Colombia.

El SIN de Colombia está compuesto por los siguientes tipos de redes:

o Sistema de Transmisión Nacional -STNo Sistema de Transmisión Regional - STRo Sistema de Distribución Local - SDLo Sistema Interconectado Nacional - SIN

La siguiente tabla muestra la longitud de las líneas del SIN:


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Tabla N° 1 Extensión del sistema de transmisión del SIN.


El mercado abastecido por XM cuenta con la siguiente capacidad de generacióninstalada a diciembre de 2011

Tabla N° 2 Capacidad efectiva neta de generación del SIN.


XM cuenta con la siguiente composición accionaria.


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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 deservicios públicos mixta, constituida bajo la modalidad de sociedad anónima, deacuerdo con la legislación de Colombia [15].


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De conformidad con lo dispuesto por la Corte Constitucional (Sentencia C-736 de2007), las empresas de servicios públicos mixtas en las cuales haya cualquierporcentaje de participación estatal son entidades descentralizadas pertenecientes ala rama ejecutiva del poder público.

XM se encuentra sometida a las disposiciones contenidas en las Leyes 142 y 143de 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 sinperjuicio de que se le apliquen en desarrollo de su actividad contractual losprincipios de la función administrativa y de la gestión fisca (artículos 209 y 267 dela Constitución Política) y el régimen de inhabilidades e incompatibilidades previstoen la Ley 80 de 1993.

De conformidad con lo establecido en el artículo 171 de la Ley 142 de 1994, y 34de la Ley 143 de 1994 XM debe desempeñar las funciones que le han sidoasignadas por la Ley, ciñéndose a lo establecido en el reglamento de operación yen los acuerdos del Consejo Nacional de Operación.


La Ley 142 de 1994 estableció que, con el fin de promover la competencia entrequienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas ode los competidores sean económicamente eficientes, no impliquen abuso de laposición dominante, y produzcan servicios de calidad, es función de la Comisión deRegulación de Energía y Gas, entre otras resolver, a petición de cualquiera de laspartes, los conflictos que surjan entre empresas, por razón de los contratos, queexistan entre ellas y que no corresponda decidir a otras autoridadesadministrativas. La resolución que se adopte estará sujeta al control jurisdiccionalde legalidad [14, 16].

o La Resolución CREG 066/98, señala las reglas mediante las cuales laComisión de Regulación de Energía y Gas, tramitará y resolverá laspeticiones sobre resolución de los conflictos de que trata la Ley 142de 1994, artículo 73, numerales 73.8 y 73.9.

o Resolución CREG 067/98, señala las disposiciones legales aplicablesen lo referente a la facultad que tiene la Comisión de Regulación deEnergía y Gas de resolver mediante arbitraje, los conflictos que sepresenten entre los diferentes agentes económicos que participen enlas actividades del sector, en cuanto a interpretación de los acuerdosoperativos y comerciales.


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La propiedad de las redes de transmisión corresponde a una sociedad entre elestado y los privados, donde el primero tiene la mayor propiedad.Existen 11 empresas de transmisión, de las cuales tres son privadas. En cualquiercaso, los dueños no deben estar relacionados con otros negocios del sector.

La principal empresa de transmisión de Colombia es Interconexión Eléctrica S.A., laúnica con cobertura nacional. Su accionista mayoritario es la Nación con unaparticipación del 52.94%.

A través del negocio de transporte de energía, ISA es propietaria del 71,3% delSistema de Transmisión Nacional. ISA ofrece a los agentes del mercado, serviciosde Transporte de Energía en el Sistema de Transmisión Nacional –STN– y deConexión al Sistema Interconectado Nacional –SIN–, para la comercialización deenergía y la interconexión de los sistemas eléctricos regionales


Tiene un directorio al que llama “Junta Directiva”. La información sobre la junta ylas minutas de sus reuniones no son públicas, para quienes no forman parte deXM.



XM realiza análisis eléctricos y energéticos sobre el comportamiento esperado delSistema y provee de información de las principales variables con el fin de alcanzarla calidad, confiabilidad y seguridad en la atención de la demanda de acuerdo conel marco regulatorio vigente.

Corresponde al programa diario de los recursos de generación del SistemaInterconectado 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”, esdecir, el despacho de mañana se prepara hoy (un día de antelación), según semuestra en la siguiente figura.


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Figura N° 20 Programación diaria.

Además, el proceso de programación y sus respectivas etapas-horarios semuestran las siguientes figuras:

Figura N° 21 Etapas-horarios programación.


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Figura N° 22 Proceso pre-despacho económico.

Por otra parte, los principales datos de entrada para la programación diariason:

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 lossiguientes 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 lasrestricciones del despacho por medio de programación entera mixta.


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La gestión de la congestión realizada por XM, consiste en analizar elcomportamiento 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) eldespacho obtenido a través del método de optimización matemático y verifica quelas capacidades del sistema de transmisión no sean vulnerados, tanto en operaciónnormal y ante contingencias. En caso que las capacidades de transmisión hayansido violadas, se opta por reducir generación para llevar la sobrecarga aporcentajes permitidos.

En resumen, la gestión de la congestión realizada por WX considera: el despachode generación, los modelos de optimización, modelos de análisis eléctrico deseguridad para finalmente establecer limitaciones de generación (Límites de corte)para mitigar la congestión del sistema de transmisión. Esto se observa en lasiguiente 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 generaciónelegibles, podrán libremente ofertar para cada día y periodo horario sudisponibilidad para prestar el servicio de regulación secundario de frecuencia. Laoferta de Disponibilidad para la prestación del servicio de regulación secundaria de


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frecuencia, se hará bajo las condiciones del esquema actual de ofertas en la Bolsade Energía.


Para el despacho económico horario, las empresas generadoras deben informardiariamente al CND antes de las 08:00 horas, una única oferta de precio a la Bolsade 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 BajoAnchicayá; que harán ofertas de precio en forma integral por cadena. También seexceptúan los enlaces internacionales que participen en el Mercado de EnergíaMayorista, los cuales podrán hacer ofertas horarias de precio.


XM tiene las siguientes funciones respecto al manejo de información técnica yeconómica:

Consolidar, guardar, respaldar, custodiar la información que recibe delos agentes, en razón de las funciones\obligaciones asignadas comoOperador del SIN y administrador del Mercado de Energía Mayorista.

Validar que la información que recibe corresponda a lo solicitado. Encaso contrario, solicitar la actualización o corrección o solicitar nuevainformación que considere necesaria para llevar a cabo sus funcionescomo Operador del SIN y administrador del Mercado de EnergíaMayorista.

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 decapacitación, los cuales permiten comprender más fácilmente la operación delmercado.


El proceso de planificación de la Expansión de la Transmisión en Colombia esdescrito en la siguiente lámina:


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Figura N° 24 Expansión de la Transmisión en Colombia.

Las fuentes de información utilizadas para el desarrollo del Plan de expansión de latransmisión 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


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- Análisis de eventos

• Informe de Planeamiento Eléctrico de Largo Plazo – IPOELP-

o Propuesta de nuevos proyectos en el sistema para eliminación y/oreducción de restricciones.

o Análisis y recomendaciones de las propuestas de expansión de UPMEy OR desde el punto de vista de restricciones

o Análisis de impacto en restricciones por retrasos de proyectos degeneración y transmisión.

o Identificación de restricciones de nuevas interconexionesinternacionales y alternativas de mitigación de las mismas.

La siguiente figura muestra la metodología vigente para realizar la recomendaciónde obras en el sistema de transmisión:

Figura N° 25 Metodología para la recomendación de obras de transmisión.


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3.5 Caso ERCOT



El Consejo de Confiabilidad Eléctrico de Texas (ERCOT, sus siglas en inglés) es unode los 10 consejos de confiabilidad regionales del Consejo de ConfiabilidadEléctrica de América del Norte (NERC, sus siglas en inglés), como se puede ver enla figura siguiente.

Figura N° 26 ISO/RTO en América del Norte.

ERCOT gestiona los flujos de potencia eléctrica para 23 millones de clientes delestado de Texas – representando el 85% del consumo eléctrico y cubre el 75% delterritorio de Texas [27].

Como el operador de sistema independiente para la región, ERCOT programa laenergía eléctrica sobre una red eléctrica que conecta 65.178 kilómetros de líneasde transmisión y más de 550 unidades de generación. ERCOT también realizaconvenios financieros para el mercado competitivo mayorista de potencia eléctricay administra el cambio de suministrador para 6,6 millones de consumidoresminoristas en áreas competitivas. Los miembros de ERCOT incluye consumidores,cooperativas, generadores, comercializadores de energía, proveedores minoristas


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de electricidad, inversionistas de servicios eléctricos (proveedores de transmisión ydistribución) y servicios eléctricos de propiedad municipal.

En la siguiente figura se presenta la distribución del sistema eléctrico de potenciade 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 industriaeléctrica se ha desagregado y estructurado en tres segmentos: generaciónmayorista, transmisión/distribución y generación minorista. En estas áreas, losproveedores de generación mayorista son empresas propietarias de plantasgeneradoras de energía y venden la electricidad a Proveedores Minoristas deElectricidad (REPs, sus siglas en inglés); el segmento de transmisión y distribucióncomprende compañías que son propietarias de líneas de transmisión, y elsegmento minorista comprende REPs que son vendedores de electricidad ausuarios finales.

Fuera y dentro de las áreas cubiertas por ERCOT los consumos pueden sersuministrados por NOIEs (municipalidades o cooperativas). Dichas entidadespueden generar, transmitir y vender electricidad a todos los clientes minoristas.Esas compañías son llamadas empresas de servicio público “verticalmenteintegradas”.

Además de ERCOT, existen tres consejos más de operación en Texas, estos son:SERC, SPP y WECC.



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El 21 de agosto de 1996, la Comisión de Servicio Público de Texas (PUCT, sussiglas en inglés) aprobó convertir al ERCOT en un Operador de SistemaIndependiente (ISO, sus siglas en inglés) para asegurar el acceso nodiscriminatorio a la red de energía para todos los participantes del mercadocompetitivo.

Este cambio fue oficialmente implementado el 11 de septiembre de 1996,cuando la junta de directores de ERCOT reestructuro su organización e iniciosus operaciones como un ISO sin fines de lucro, con lo que se constituyo comoel 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 enla región.


La Comisión de Servicio Público de Texas, tiene la jurisdicción primaria sobrelas actividades conducidas por el ISO de Texas, además, ERCOT estágobernado por una junta de directores compuesta por miembrosindependientes, consumidores y representantes de cada segmentos delmercado eléctrico de ERCOT. También, ERCOT cuenta con un Comité TécnicoAsesor (TAC, sus siglas en inglés), el cual realiza las recomendaciones políticaspara la junta de directores. EL TAC es asistido por 5 subcomités permanentescomo también numeroso grupos de trabajos generales y grupos de trabajo conobjetivos específicos.

En la siguiente figura se encuentra la estructura de ERCOT:


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Figura N° 28 Estructura organizacional ERCOT.

La junta de directores designa a los oficiales de ERCOT para dirigir y gestionarel día a día las operaciones de ERCOT, acompañados por un equipo deejecutivos y gerentes responsables de los componentes críticos de las áreas deoperaciones de ERCOT.


En todo el estado de Texas, la transmisión y distribución de electricidad sonde entidades privados pero son segmentos regulados. Esto es debido a quelos cables de trasmisión y las torres de transmisión son vistos como unmonopolio natural, por lo que no sería económicamente eficiente para variascompañías 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 Comisiónde Servicios Publico de Texas y la legislación de dicho estado.

La membrecía en ERCOT está abierta a cualquier entidad que cumplacon cualquiera de las definiciones de segmentos como se establece en losestatutos de ERCOT. Los miembros deben estar en una organización queopera en la región ERCOT o representar a los consumidores dentro de laregión de ERCOT. Un solicitante de membrecía puede unirse como miembrocorporativo, asociado o adjunto y estará sujeto a los criterios establecidosen los estatutos de ERCOT.

Los miembros del 2012 son organizados por los siguientes segmentos deMercado [27]:


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o Clienteso Cooperativaso Generadores independientes.o Vendedores independientes de energíao Proveedores de electricidad minoristas independienteso Servicios públicos de inversióno Municipalidades

ERCOT trabaja con organizaciones de la industria eléctrica en las áreas decontrol de ERCOT para asegurar confiabilidad en las operaciones de energíapara el mercado competitivo mayorista y minorista. El registro de losparticipantes del mercado con ERCOT, incluye un listado general deentidades que realizan funciones, entre estos se encuentra: Entidades deCalificación de la Programación (QSE, sus siglas en inglés), Entidades deSuministro de Carga (LSE, sus siglas en inglés), Entidades de Recursos deGeneración (RE, sus siglas en inglés) o Proveedores de Servicio deTransmisión o Distribución (TDSP, sus siglas en inglés).



Entidades de programación calificada (QSEs) presentan un programa deenergía balanceada cada 15 minutos para una parte de la red eléctrica. CadaQSE 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 asegurarque tiene suficiente capacidad despachada para suministrar la previsión decarga para la operación diaria. En el proceso del Unit Commitment Confiable(RUC, sus siglas en inglés), ERCOT debe realizar una análisis de seguridad de lared de transmisión usando el modelo de operación de la red más actualizado ylos despachos de generación realizados previamente por QSEs.

Luego, ERCOT debe determinar si algún recurso de generación adicional esnecesario para todas las horas del próximo día de operación. Un proceso RUCes el único proceso del mercado que compromete físicamente los recursos degeneración en la operación en tiempo real. Un proceso RUC es ejecutado en latarde del periodo “Day-Ahead” para determinar si los recursos de generacióndespachados son necesarios para todas las horas del siguiente día deoperación. A medida que se acerca la operación en tiempo real, un procesosimilar, el RUC por hora, se ejecuta utilizando las condiciones actualizadas delsistema para determinar si necesitan recursos adicionales de generación.


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Operación en tiempo real corresponde al tiempo posterior al periodo de ajustedel sistema. El tiempo para realizar ajustes financieros y operativos se haacabado, por lo tanto, ERCOT debe supervisar el estado en tiempo real de lared 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 elproceso del Unit Commitment (RUC), pero esta vez, su objetivo es suministrarla carga real del sistema en lugar de las previsiones de carga. Incluso, entiempo real, ERCOT debe determinar la solución más económica para resolverlos problemas de seguridad del sistema mediante despachos de generaciónusando ofertas de energía sometidas a los QSEs. El proceso de DespachoEconómico con Restricción de Seguridad (SCED, sus siglas en inglés) esejecutado por lo menos cada 5 minutos para determinar los niveles deoperación de todos los recursos necesarios para un funcionamiento confiablede la red en tiempo real.

Por otra parte, durante la operación del Mercado en Tiempo Real (RTM, sussiglas en inglés), ERCOT ejecuta Control de Frecuencia de Carga (LFC, sussiglas en inglés) y entrega la información del mercado requerida por elprotocolo sobre el Mercado de Información del Mercado (MIS, sus siglas eninglés).


Establecido en el mercado de operación diario y con el mercado de serviciocomplementarios.


ERCOT calcula los costos marginales en todos los nodos del sistema. Estopermite identificar congestiones, con las cuales el operador toma acciones pararedistribuir transacciones en el mercado de tiempo real.


En 2003, la Comisión de Servicio de Publico de Texas inicio el rediseño delmercado mayorista para el mejor manejo de la congestión del sistema detransmisión y proveer los servicios del mercado “day-ahead”. Mercado Nodal es elnuevo diseño de mercado eléctrico mayorista usado actualmente por ERCOT.


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En este nuevo diseño, el mercado se puede dividir en 4000 nodos de precios opuntos de entrada/salida de electricidad, localizados donde la electricidad esinyectada por generadores o retirada por minoristas de electricidad.

Por otra parte, el Grupo de Trabajo de la Gestión de la Congestión (CMWG, sussiglas 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 enla transmisión dentro de ERCOT.

En la figura siguiente se muestra el esquema de nodos de la red eléctrica de Texascontrolada 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 costosidentificados y resueltos de forma más económica y eficiente. El precio de laenergía indica el valor de la energía en todos los nodos e indica donde ocurre lacongestión. Se espera del Mercado Nodal que incremente la transparencia en losprecios, mejore la eficiencia en los despachos de electricidad y nivele el campo deacción entre pequeños y grandes generadores. El diseño también está dirigido a


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los consumidores a ahorrar dinero y aliviar la congestión de tráfico en las líneas detransmisión.

ERCOT recauda un recargo nodal a través de una tasa especial a los generadorespara proporcionar una recuperación de los costos para poner en práctica unmercado nodal, según lo dispuesto por el regulador.


Como el operador único del área de control, ERCOT es responsable de asegurar lacantidad correcta de generación disponible para suministrar la carga del sistema ydeterminar si hay capacidad de transmisión suficiente para entregar la energíadonde la necesiten.

ERCOT se basa en la disponibilidad de capacidad de generación para suministrarenergía para mantener el sistema eléctrico dentro de los límites permisibles deconfiabilidad. La obtención de capacidad y energía, requiere que ERCOT realice unrol confiable, obtenido competitivamente por Entidades de Programación Calificada(QSEs) sobre la base de recursos específicos. Unidades de generación que puedenestar en modo de espera y disponibles para ser llamadas a proporcionar energía olas consumidos que están disponibles o para ser interrumpidos para aliviar lanecesidad de energía adicional son servicios calificados por ERCOT.

Estos servicios provienen de recursos de generación y consumos. Estos sonsuministrados por ERCOT para asegurar confiabilidad y son llamados “AncillaryServices”.

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 acentrales hidráulicas, por lo tanto, no representa un desafío para ERCOT.


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El rol del mercado eléctrico mayorista es para permitir la comercialización entregeneradores, minoristas y otros intermediarios financieros para el corto plazo yentrega de electricidad futura. Generadores ofrecen su electricidad de salida a losminoristas quienes re-valorizan la electricidad y la llevan a su mercado.

El mercado mayorista ERCOT está diseñado alrededor de transacciones bilateralesa través de la red de transmisión de alta tensión con la gestión de los flujos depotencia basado en un “Mercado Nodal” (“Nodal Market”).

Aunque la electricidad es en mayoría comprada bajo contratos de largo-plazo, lademanda fluctúa a diario, y para gestionar esa fluctuación, ERCOT junta acompradores y vendedores de electricidad en el mercado mayorista. Al decidir laforma de distribuir los flujos de potencia por la red, ERCOT usa típicamente laoferta más barata procedente de un generador cuando sea posible.

El mercado minorista está definido por áreas suministradas por servicios detransmisión y distribución. Esas áreas están también abiertas a la competenciaminorista o son “opted out”. Las áreas de la competencia requieren que elconsumo del usuario final se represente mediante la identificación independienteque este accesible a la competencia minorista que compiten para proporcionar lapotencia eléctrica a través del servicio público de distribución. El Servicio deDistribución de Carga (ESI ID, sus siglas en inglés) es el vigilante de estaidentificación independiente o identificación de servicio público. El ESI IDrepresenta el lugar, propietario, tipo de servicio eléctrico para establecer si es unacasa residencial, comercial o empresa industrial, o institución de gobierno. Elservicio de distribución local debe mantener el ESI ID con información actualizaday disponible para la competencia minorista. El ESI ID y el estándar de datos entrelas transacciones de todos los servicio de distribución en áreas de competenciaestán basadas en las funciones del mercado minorista.

En la siguiente figura se muestra la relación entre los actores del mercadocompetitivo minorista:


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Figura N° 30 Participantes del mercado de transacciones bilaterales e información deintercambios.

En relación a los agentes que componen el mercado mayorista y minorista, en lasiguiente figura se muestra todos los participantes de dichos mercados y larelación 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 potenciacon ERCOT a través de un QSE.

Finalmente, los procesos claves del mercado mayorista y minorista, se muestranen la siguiente figura [28]:


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Figura N° 32 Procesos clave del mercado mayorista y minorista.

• Respuesta ante emergencias


ERCOT maneja un protocolo que define los estándares para la entrega deinformación trasparente del mercado mayorista y minorista.


Con el fin de mejorar la confiabilidad de la red de transmisión y la capacidad deentrega de energía, así como para reducir la congestión y mejorar la eficiencia dela red, ERCOT realiza estudios de planificación del sistema de transmisión deERCOT. Además, ERCOT trabaja con los dueños de la red de transmisión y loscomités de las partes interesadas para garantizar un sistema de transmisión queel costo efectivamente cumple con las normas y los requisitos de NERC y losprotocolos de requerimientos de ERCOT, y de manera apropiada representareventos de baja probabilidad que podrían tener un impacto significativo en elmercado.


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3.6 Caso OMEL



OMEL y REE están a cargo del sistema eléctrico español, tanto en lapenínsula como en los sistemas insulares y extrapeninsulares [29].

En relación al Sistema Peninsular, este tuvo un volumen de energíademanda durante el 2011 de 255.179 GWh. Los máximos anuales dedemanda media horaria y de energía diaria se alcanzaron respectivamenteel 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 los100.576 MW (un 1,9% superior a la del año anterior). La gran mayoría deaumento de potencia proviene de nuevas infraestructuras de origenrenovable, principalmente eólicas (997 MW) y solares (674 MW).

Respecto a la cobertura de la demanda, la nuclear se ha situado a la cabezacubriendo el 21% de la demanda, le siguen los ciclos combinados con unaporte del 19%. En tercer lugar se han situado: la eólica que mantiene conun 16% la misma representación del año anterior, el carbón que eleva sucontribución 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 lageneración hidráulica.

El aumento de generación con carbón por un lado, y la menor producciónde otras fuentes de energía (hidráulica, eólica y nuclear) han dado lugar aun repunte de las emisiones de CO2 del sector eléctrico que se han


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estimado para el 2011 en 73 millones de toneladas, un 25 % más que en2010.

El saldo de intercambios internacionales ha sido exportador en 6.105 GWh,un 27 % inferior al del 2010. Este descenso proviene principalmente de uncambio de signo en el saldo neto de intercambios a través de lainterconexión 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 hanpuesto en servicio 1.705 km de circuito de los que 1.446 km correspondenal sistema peninsular. Este aumento eleva la red de transporte peninsular alfinalizar el año a 37.395 km de circuito y la red nacional a 40.233 km (vertabla siguiente). Entre las infraestructuras puestas en servicio, destaca elenlace eléctrico entre la Península y Baleares de 488 km. Este enlace es laprimera interconexión submarina de transporte en corriente continua queexiste 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 SistemasExtrapeninsulares se han mantenido en los niveles del año 2010, con unincremento conjunto de apenas un 0,1 %.


En el mercado eléctrico español se distinguen dos participantes. Estos son elOperador económico (Operador de Mercado Eléctrico, OMEL) y el operadortécnico del sistema (Redes Eléctricas de España, REE).

OMEL es la sociedad a la que le corresponde realizar las funcionesencomendadas al operador del mercado de la electricidad. Las funciones delOperador de Mercado (OMEL) son, entre otras, las siguientes [30].:

Asumir las funciones necesarias para realizar la gestión económicareferida al eficaz desarrollo del mercado de producción deelectricidad.


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La recepción de las ofertas de venta emitidas para cada período deprogramación por los titulares de las unidades de producción deenergía eléctrica.

La recepción y aceptación de las ofertas de adquisición de energías ylas garantías que, en su caso, proceden.

La casación de las ofertas de venta y de adquisición partiendo de laoferta más barata hasta igualar la demanda en cada periodo deprogramación.

La comunicación a los titulares de las unidades de producción, asícomo a los distribuidores, comercializadores, consumidorescualificados y al operador del sistema de los resultados de la casaciónde las ofertas, la programación de entrada en la red derivada de lamisma y el precio marginal de la energía.

La liquidación y comunicación de los pagos y cobros que deberánrealizarse en virtud de las operaciones realizadas en el mercado.

El desarrollo de los sistemas electrónicos de contratación para laadecuada realización de dichas funciones.

Redes Eléctricas de España no es un monopolio nacional, ni una compañíaabsolutamente privada, porque parte de sus objetivos están determinadospor el regulador. Además, REE como operador del sistema, garantiza lacontinuidad y seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constanteequilibrio la generación y el consumo de nuestro país, y ejerce estasfunciones bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia.Además, Red Eléctrica es el gestor de la red de transporte y actúacomo transportista único.

Las funciones específicas de REE, son las siguientes:

a) La elaboración y publicación con carácter indicativo de un balanceperiódico de previsiones relativo a las capacidades de generación ydemanda que puedan conectarse a la red, las necesidades deinterconexión con otras redes y las capacidades potenciales deltransporte, así como sobre la demanda de electricidad.

b) Proponer al Ministerio de Economía, previo informe de la ComisiónNacional de Energía, las necesidades de la red de transporte paragarantizar la fiabilidad del suministro, indicando los planes dedesarrollo y refuerzo de la red de transporte que se estimennecesarios.

c) Estimar, calcular y publicar los coeficientes de pérdidas en los nudosde transporte con carácter orientativo, con diferentes periodicidadesy para diferentes escenarios de explotación.

d) Calcular horariamente las pérdidas de transporte y los coeficientes depérdidas reales en los nudos de la red de transporte.


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e) Evaluar la capacidad máxima de las interconexiones internacionalesdel sistema eléctrico y determinar la capacidad disponible para su usocomercial.

f) Coordinar con los operadores de otros países la información relativa alas transacciones internacionales que se estén llevando a cabo.

g) Establecer en coordinación con los transportistas, productores ydistribuidores los planes de maniobra para la reposición de servicio encaso de fallas generales en el suministro de energía eléctrica ycoordinar y controlar su ejecución, afectando a cualquier elementodel sistema eléctrico que sea necesario. Lo anterior se realizará deacuerdo con la normativa e instrucciones técnicas complementariasque se establezca al efecto y de acuerdo a la normativa vigente.

h) Recabar y conservar la información de explotación que necesite en elejercicio de sus funciones y la que demanden el operador delmercado y los organismos reguladores, en las condiciones que seestablecen en el presente Real Decreto y en el Real Decreto2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula elmercado de producción de energía eléctrica.

i) Facilitar a los distintos agentes las medidas de los intercambios deenergía, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de puntos demedida y en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por elque se organiza y regula el mercado de producción de energíaeléctrica.

j) Suministrar a los agentes la información relativa a los posiblesproblemas 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 quehaya sido puesta a su disposición por los agentes del mercado.

l) Analizar las solicitudes de conexión a la red de transporte ycondicionar, en su caso, el acceso a la red cuando no se disponga decapacidad suficiente o se incumplan los criterios de fiabilidad yseguridad establecidos en regulación vigente.

m) Supervisar los proyectos y programas de ejecución de las nuevasinstalaciones de transporte y las conexiones de las instalaciones delos usuarios de la red de transporte con las instalaciones de lostransportistas.


OMEL y REE si bien son empresas privadas, existe una participación delgobierno, como también la vigilancia del poder legislativo de España.




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La Ley del Sector Eléctrico confirmó el papel de Red Eléctrica como piezaclave en el funcionamiento del sistema y ratificó a Red Eléctrica como eltransportista único y operador del sistema eléctrico español.

Durante el 2010, se completó la adquisición de los activos de transporte alas empresas eléctricas, incluidos los sistemas de Baleares y Canarias yrepresentó la consolidación de REE como transportista único, lo que laconvierte en el TSO (Transmission System Operator) del sistema eléctricoespañol.

Dentro del proceso de liberalización del mercado eléctrico español, la Ley deServicios Eléctricos de España, exigió a Red Eléctrica que se abriera anuevos accionistas, estableciendo el 10% como el límite de participación decualquier accionista (40% para el conjunto del sector eléctrico).

En la siguiente figura se presenta la participación accionaria de REE atérminos 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: latransformación de Red Eléctrica en una estructura de holding, cuya sociedadmatriz es Red Eléctrica Corporación, S.A.

Esta sociedad posee la totalidad del capital social de la nueva filial, RedEléctrica de España, S.A.U., y gestiona el nuevo grupo empresarial que asumelas sedes corporativas, los inmuebles no afectos a las actividades reguladas ylas participaciones en otras sociedades. Esta reorganización societaria fueaprobada el 22 de mayo del 2008 por la Junta General de Accionistas de RedEléctrica de España, S.A. y fue ratificada por su Consejo de Administración el20 de junio del 2008. El 1 de julio del 2008 se formalizó la transmisión de la


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actividad regulada de Red Eléctrica de España, S.A. a su nueva filial RedEléctrica 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 activosde transporte y operación, los recursos humanos y los medios financierosvinculados a estas actividades. Además, asume el plan de inversión de lacompañía.

La actividad de telecomunicaciones se trasmitió a Red Eléctrica Internacional,S.A.U. (REI), dependiente de la sociedad matriz, que desarrolla la inversiónexterior y la consultoría internacional de la empresa.

Red Eléctrica de España Finance B.V., sociedad con sede en Holanda, fuecreada para optimizar la financiación de la adquisición de los activos eléctricosde transporte en el año 2003 y actualmente se utiliza como vehículo definanciación 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.


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Figura N° 36: Estructura Red Eléctrica España.



Como responsable de la operación del sistema eléctrico, Red Eléctricagarantiza la continuidad y seguridad del suministro y la adecuadacoordinación del conjunto generación-transporte. Para ello realiza una seriede procesos, a partir de la casación del mercado en el horizonte diarioefectuada por el operador del mercado, hasta la definición de cada una delas programaciones horarias y la asignación de los servicioscomplementarios, que permiten la explotación segura y económica delsistema en tiempo real.

Estos procesos constituyen los mercados de operación, gestionados por RedEléctrica con la finalidad de adaptar los programas de producción resultantede los mercados diario e intradiario a las necesidades técnicas de calidad yseguridad requeridos por el suministro de energía eléctrica.

En la siguiente figura, se presenta un cuadro de posicionamiento dediversos operadores de varios países, teniendo como variables “Costos deMantenimiento” y “Nivel de Servicio”. En dicho cuadro REE destaca con unacalidad de servicio alta y costos de mantenimientos bajos.


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Figura N° 37: Costos de mantenimiento v/s Calidad de de Servicio.


Red Eléctrica es responsable del desarrollo y ampliación de la red, derealizar su mantenimiento, de gestionar el tránsito de electricidad entresistemas exteriores y la península y garantizar el acceso de terceros a la redde transporte en régimen de igualdad.

El fin primordial de la red de transporte en el mercado eléctrico español espermitir juntar de forma no discriminatoria a compradores y vendedores deenergía y así dar vida al mercado mayorista.

En relación a los cobros por usos del sistema de transmisión, en la siguientefigura se muestra un cuadro comparativo de costos de diversos países de laUnión Europea.


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Figura N° 38: Costos de transporte de diversos países de la Unión Europea.



Los servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíostienen por objeto que el suministro de energía eléctrica se produzca en lascondiciones de calidad, fiabilidad y seguridad que están establecidas y quese verifique de forma permanente el equilibrio generación-demanda. Losservicios complementarios de banda de regulación son incorporados alprograma diario viable por el operador del sistema con posterioridad almercado diario. Una vez celebrada cada una de las sesiones del mercadointradiario, el operador del sistema realiza la gestión en tiempo realmediante la utilización de servicios complementarios y el procedimiento degestión de desvíos.

• Uso del recurso agua



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El mercado de electricidad es el conjunto de transacciones derivadas de laparticipación de los agentes del mercado en las sesiones de los mercadosdiario e intradiario, mercado a plazos, y de la aplicación de losProcedimientos de Operación Técnica del Sistema. Los contratos bilateralesfísicos realizados por vendedores y compradores se integran en el mercadode producción una vez finalizado el mercado diario.

Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar en elmercado de producción como vendedores y compradores de electricidad.Pueden actuar como agentes del mercado los productores,comercializadores de último recurso y comercializadores de electricidad asícomo los consumidores directos de energía eléctrica y las empresas oconsumidores, residentes en otros países externos al Mercado Ibérico, quetengan la habilitación de comercializadores.

Los productores y los consumidores directos pueden acudir al mercadocomo agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales físicos.

Un consumidor directo que quiera participar en el mercado de producciónpuede acceder a todas las posibilidades que este ofrece a cualquier otrodemandante de energía, independientemente de su tamaño, si bien, si suobjetivo es únicamente participar de una forma simple adquiriendo laenergía que necesita consumir para cada uno de los días, su participaciónen el mercado es muy sencilla pudiendo realizar las adquisiciones para losdías futuros que estime conveniente, y recibir la factura por la energíaadquirida al mercado cada día.

Los Procesos del Mercado de Producción son:

El mercado diario es el mercado en el que se realizan la mayoría delas transacciones. En dicho mercado deben participar como oferentestodas las unidades de producción disponibles, que no esténvinculadas a un contrato bilateral físico, así como loscomercializadores no residentes registrados como vendedores. Laparte demandante en el mercado diario son los comercializadores deúltimo recurso, comercializadores, consumidores directos ycomercializadores no residentes registrados como compradores. Elresultado garantiza que no se supera la capacidad máxima deinterconexión con sistemas eléctricos externos considerando loscontratos bilaterales físicos que afecten a las interconexionesinternacionales.

Solución de las restricciones técnicas. Una vez celebrada la sesión delmercado diario y recibido las ejecuciones de los contratos bilateralesfísicos nacionales, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnicadel programa de funcionamiento de las unidades de producción paragarantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de


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transporte. Si el resultado de la casación del mercado diario más lasejecuciones de los contratos bilaterales físicos no respeta lacapacidad máxima de intercambio entre sistemas eléctricos, o losrequisitos de seguridad, el procedimiento de solución de restriccionestécnicas modifica en el primer caso las compras o ventas desdesistemas eléctricos externos que provoquen el exceso de intercambioen la interconexión, y en el segundo caso la asignación de energía delas unidades de producción.

El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudircomo demandantes y oferentes las unidades de producción, loscomercializadores de último recurso, así como los comercializadoresresidentes y no residentes, y consumidores directos, que tengan lacondición de agentes del mercado. En el caso de los compradores enel mercado diario, para poder acudir al mercado intradiario han dehaber participado en la correspondiente sesión del mercado diario oen la ejecución de un contrato bilateral físico. En el caso de losproductores deben haber participado en la correspondiente sesión delmercado diario o en la ejecución de un contrato bilateral físico, ohaber estado indisponible para su participación en el mercado diarioy haber quedado disponible posteriormente.

En la siguiente figura se presenta la estructura del mercado eléctrico español ysus participantes:

Figura N° 39: Estructura del mercado eléctrico español y sus participantes.

• Respuesta ante emergencias


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El Sistema de Información del Operador del Sistema (SIOS) ha sidodesarrollado por Red Eléctrica para realizar las tareas de información ygestión de los procesos relacionados específicamente con el mercadoeléctrico. El sistema ofrece completa información de acceso público en elservidor 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 lasofertas necesarias siguiendo las reglas del mercado.

o La publicación, para conocimiento de los agentes, de lasdistintas necesidades, el resultado de las casaciones, lasrestricciones 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 losdatos agregados de volúmenes y precios, así como los datosrelativos a las capacidades comerciales, intercambiosintracomunitarios e internacionales por frontera y, en su caso,por país, así como las curvas agregadas de oferta y demandacorrespondientes".

o "En todo caso, el operador del mercado y el operador delsistema, garantizarán el secreto de la información de carácterconfidencial puesta a su disposición por los agentes delmercado, tal y como se establecen en los apartados 2f) delartículo 27 y 2k) del artículo 30 del RD 2019/1997".

o "Las previsiones de demanda realizadas por el operador delsistema, se referirán a meses completos y se publicarán en losprimeros quince días del mes anterior al que se refiere laprevisión.

Además, es función de REE llevar un listado actualizado de las instalacionesque integran la red de transporte, con indicación de sus titulares,características técnicas y administrativas. Anualmente, se remitirá a laDirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Economíala relación de nuevas instalaciones. El Ministerio de Economía acordará supublicación en el “Boletín Oficial del Estado” y la remisión a las


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Comunidades Autónomas de la información correspondiente de su ámbitoterritorial.

Finalmente, REE debe velar por el cumplimiento de los parámetros decalidad que se establezcan para la actividad de transporte, poniendo enconocimiento del Ministerio de Economía y de la Comisión Nacional deEnergía las perturbaciones que se produzcan, así como proponer lasmedidas necesarias para su resolución.


Red Eléctrica de España, como operador del sistema y gestor de la red detransporte será el responsable del desarrollo y ampliación de la red de transportede energía eléctrica, de tal manera que garantice el mantenimiento y mejora deuna red configurada bajo criterios homogéneos y coherentes. Asimismo gestionarálos tránsitos de electricidad entre sistemas exteriores que se realicen utilizando lasredes del sistema eléctrico español.

La planificación de la red de transporte tendrá carácter vinculante para los distintossujetos que actúan en el sistema eléctrico y será realizada por el Gobierno apropuesta del Ministerio de Economía con la participación de las ComunidadesAutónomas, de acuerdo con el procedimiento establecido en el presente RealDecreto y será sometida al Congreso de los Diputados.La planificación tendrá un horizonte temporal de cinco años y sus resultados serecogerán en un documento denominado plan de desarrollo de la red detransporte de energía eléctrica.


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4 CONTEXTO CHILENO PARA EL OPERADOR DEL SISTEMA4.1 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 quecontienen las disposiciones reglamentarias sobre el operador de los sistemaseléctricos chilenos.

a. Ley General de Servicios Eléctricos (LGSE)

La Ley General de Servicio Eléctricos, DFL N°4 del año 2006, define al CDECcomo el organismo encargado de determinar la operación conjunta deinstalaciones del sistema eléctrico, incluyendo las centrales eléctricasgeneradoras; líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión yadicionales; subestaciones eléctricas, incluidas las subestaciones primarias dedistribución y barras de consumo de usuarios no sometidos a regulación deprecios abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema detransmisión; interconectadas entre sí, que permite generar, transportar ydistribuir energía eléctrica de un sistema eléctrico, de modo que el costo delabastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible, compatible con unaconfiabilidad prefijada.

En este sentido, la operación de las instalaciones eléctricas que opereninterconectadas entre sí, deberá coordinarse con el fin de:


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1. Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.2. Garantizar la operación más económica para el conjunto de instalaciones

del sistema eléctrico, y3. 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 suoperación a través de un CDEC.

c. Decreto Supremo 291

Este Decreto Supremo establece la estructura, funcionamiento y financiamientode 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 lossistemas interconectados. En particular la NT SyCS contempla las siguientesmaterias:

㥞 La terminología y marco ordenador para su aplicación.㥞 Las exigencias mínimas de diseño de las instalaciones y sus equipamientos.㥞 Los sistemas de información y comunicación requeridos.㥞 Los estándares mínimos que debe cumplir la operación de cada sistema.㥞 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.

e. Reglamento interno

Este documento contiene las disposiciones que atañen al Directorio del CDEC, alos Coordinados, a los integrantes del Organismo CDEC y a las direcciones.


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Uno de los aspectos relevantes, es el contenido en el Artículo N°4, el cualindica que mientras los procedimientos no sean informados favorablemente porla CNE, se aplicarán, en las materias referidas a la competencia de la DO, DP yDAP, las disposiciones establecidas en el reglamento interno y manuales deprocedimientos vigentes a la fecha de publicación en el Diario Oficial delreglamento, en tanto no contravengan la LGSE y las disposiciones delreglamento.

f. Procedimientos

Los Procedimientos están destinados a presentar los criterios, consideraciones yrequerimientos de detalle para dar cumplimiento a las exigencias de la NT SyCSy 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 PresidenteSebastián Piñera, ha procedido a designar una comisión llamada “ComisiónAsesora del Desarrollo Eléctrico” (CADE), que tuvo como misión analizar yestablecer las bases de una política energética de largo plazo que sustente eldesarrollo social y económico que Chile necesita para derrotar la extrema pobreza.

El equipo expertos que constituyeron la comisión tuvo que analizar el actualmercado eléctrico, las alternativas de generación, transmisión y distribución, asícomo los factores medioambientales, económicos y sociales, para llegar a unarecomendación idónea para la elaboración de las política energética de Chile.

En este contexto y entre otras materias vistas por la CADE, esta fórmulapropuestas de ajuste a regulaciones y acciones facilitadoras de inversiones porparte 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.


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En relación al análisis y propuestas a los CDEC’s, el CADE identifica debilidades enel accionar de los CDEC’s como también materias las cuales no están asignadasformalmente al CDEC pero que debieran realizarse. Al respecto, a continuación sediscuten las afirmaciones realizadas por la CADE.

Análisis general de las acciones actuales

La falta de incapacidad y falta de independencia de los Centros de DespachoEconómico de Carga (CDEC) para fiscalizar efectivamente a los generadores(su capacidad efectiva de despacho continuo en el caso de las centrales depunta) o las mantenciones no programadas de las centrales de base podríantener efectos anticompetitivos. En el primer caso, pues reducen el pago porpotencia de centrales que efectivamente pueden aportar potencia, lo quereduce los incentivos a entrar al mercado y en el segundo, porque puedenelevar en el corto plazo los costos marginales de operación.

Es por ende importante dotar a los CDECs de los recursos (infraestructura yhumanos) e independencia necesaria para observar, corregir y fiscalizaroportunamente la información y actuaciones que podrían incidir en laoptimización del sistema en su conjunto y en la adecuada competencia en elsistema.

Comentarios Las potencias de despacho de unidades de punta consideranla potencia bruta máxima de la unidad (declarada de acuerdo a losprocedimientos vigentes relacionada con esta materia) y restricciones deseguridad. Las empresas generadoras informan al CDEC sobre limitacionestécnicas transitorias de la potencia bruta máxima a través de “Informes deRestricción Operativa”, los cuales no presentan todos los antecedentes quepermitan justificar sólidamente la restricción asociada a la unidad. Sinembargo dichas limitaciones perduran por tiempos excesivos en el tiempo ypara 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 lasunidades, y en caso que lo amerite disminuir permanentemente la potenciamáxima de despacho.

El caso de mantenciones no programadas, si al CDEC le informan que lasunidades deben salir de servicio por falla, este no le puede negar la salidade servicio. Sin embargo, debiera velar por que los antecedentes detécnicos que respaldan la falla sean sólidos y que solicite acciones a lasempresas para mitigar estas fallas como también realizar un seguimiento deestos planes de acción. Estas materias debieran ser respaldadas por laSuperintendencia de Electricidad y Combustibles.


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De acuerdo a los análisis de la CADE, el funcionamiento del CDEC acorde alas exigencias de la normativa y del mercado en general, requiere dedirectivos y personal altamente calificados e independientes, de modo quesu actuación esté comprometida con los objetivos de la institución y nopersistan conflictos de interés que puedan afectar sus decisiones.

Comentarios En la medida que los sistemas eléctricos crecen, sucomplejidad también lo hace, tanto en términos de la operación del sistemacomo del mercado. En este contexto, el plan de desarrollo interno de losprofesionales a la fecha ha sido decidido por cada CDEC. En particular, losejercicios presupuestarios de los últimos años de ambos CDEC, han seguidocaminos diferentes. Un ejemplo de estos, son los ítems capacitaciones einfraestructura.

En relación a los directivos y profesionales que componen ambos CDEC nose aprecian problemas de independencia. No obstante, la elección delDirector Ejecutivo por parte del Directorio, es una materia que ha sidocuestionada por actores del sector.

Por otro lado, es importante mencionar, que más allá de lo indicado en elpárrafo anterior, el interés de las empresas que conforman el Directorio esresponder a sus propios objetivos corporativos, lo cual puede crearconflictos 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 laseguridad del sistema. En el ámbito de la supervisión, se identifican faltasde una adecuada fiscalización a los agentes participantes, eventualesoportunidades de comportamientos oligopólicos por parte de los agentes,falta de transparencia ante futuros participantes del mercado y la sociedaden su conjunto. Por ello ha cobrado fuerza la idea de revisar y reformar lafigura legal que les rige, su estructura y considerar darle una mayorindependencia y capacidad de fiscalización, según recomendará la AgenciaInternacional de Energía el 2009.

Comentarios En relación a la adecuada operación y control de la seguridaddel sistema, se observa que ambos CDEC se encuentran realizandoesfuerzos por desarrollar la incorporación de tecnologías TIC y otras, quepermitan incrementar la fiscalización de los coordinados.Como se vio en los diversos operadores descritos en las seccionesanteriores, una importante fracción del presupuesto anual es destinada adesarrollos informáticos para dar soporte a las tareas del monitoreo.


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En relación a la efectividad de los equipamientos de seguridad instalados enterreno, por ejemplo sistemas de protección, dada lo extenso de lossistemas eléctricos se traducen en trabajos de análisis que requierenequipos de trabajos dedicados por tiempos extensos (por ejemplo, un año)y con la participación activa de la SEC para ir levantando y dando solución alos incumplimientos detectados.

Propuestas para el CDEC

Condiciones específicas

Los motivos que llevan al CADE la necesidad de repensar el CDEC, de modo quepueda 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 susutilidades y minimizar los costos de coordinación.

La necesidad de que los agentes del sistema participen en lasresponsabilidades que establece la ley.

La repetición en la última década y en los últimos tiempos dos años de fallasextensas 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.

ComentariosLos autores del presente informe coinciden con el CADE respecto de la importanciadel rol del CDEC, para el funcionamiento y desarrollo del mercado chileno. Loanterior 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, seidentifican necesidades técnicas (necesidad de instalaciones y/o equipamientoeléctrico), de las cuales el CDEC no tiene facultades para exigir que las empresasinviertan para mitigar dichas necesidades.

CDEC como Corporación de Derecho Privado

LA CADE recomienda la creación de un CDEC independiente como Corporación deDerecho Privado, sin fines de lucro, que realiza una función de servicio público, conlas siguientes características:


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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 lasatribuciones específicas.

Administrado por un Director Ejecutivo responsable legalmente delorganismo, con responsabilidades individuales limitadas en concordanciacon las atribuciones.

Comentarios La creación de la Corporación de Derecho Privado (fin a la figura deDirectorio conformado por las empresas), se observa como una medida quecontribuye, en lo formal, con la independencia de los CDEC.Sin embargo, hay temas que deben ser resueltos, como por ejemplo, laresponsabilidad de la seguridad y continuidad de suministro del sistema, semantendría 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 quecumple una función de servicio público. Sus objetivos generales no cambiarían,pero sí se detallarían para incluir mayores funciones.

ComentariosDe las funciones propuestas por la CADE, solo las siguientes se observan comotareas en las cuales se debe poner énfasis, ya que se vislumbran como aquellasque mejoran el desempeño del CDEC: fiscalización, promover inversiones paracumplir las obligaciones legales, participación en cambios legales y dejar adisposición la información completa del mercado.Cabe disponer que las otras funciones y atribuciones recomendadas por la CADE,ya han sido abordadas por ambos CDEC.


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5 BENCHMARKING DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS ORGANISMOS

A lo largo del presente capítulo, y a partir de la información contenida en lasreferencias, se realiza una comparación de distintas variables, buscando identificarpuntos 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


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5.1 Características Generales del Operador

Tema CDEC (1) NYISO PJM XM ERCOT OMEL/REE

NombreOrganismo

Centro deDespacho

Económico deCarga

New YorkIndependent

System Operator(NYISO)

Pennsylvania, NewJersey y Maryland

Compañía Expertosen Mercados S.A.

E.S.P.

Electric ReliabilityCouncil of Texas

(ERCOT)

CompañíaOperadora del

Mercado Español deElectricidad, S.A

País Chile EEUU EEUU Colombia EEUU España.

Área Cubierta

SIC: II a X, RegiónXIV y RegiónMetropolitana

SING: Regiones I yII - 25% del

territorio Chileno

Estado de NewYork

Delaware, Illinois,Indiana, Kentucky,Maryland, Michigan,New Jersey, North

Carolina, Ohio,Pennsylvania,Tennessee,

Virginia, WestVirginia and the

District ofColumbia

Cubre el MercadoEléctrico deColombia.

Representa el 85%del consumo

eléctrico y cubre el75% del territorio

de Texas.

Cubre el MercadoIbérico. España y

Portugal.

Habitantes

SIC: 15.9 millones -92.23%de la

Población (2011).SING: 1.07 millones

- 6.22% de laPoblación (2011).

19 millones 60 millones 46 millones 22 millones 50 millones

Tipo de SistemaSIC: Hidro-térmico

SING: térmicoHidro-térmico --- Hidro-térmico Térmico Hidro-térmico

ExisteDirectorio/Número

de DirectoresSi / 10 miembros Si / 10 miembros Si / 10 miembros Si Si / 16 miembros Si/11miembros


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Tipo deOrganismo Pool ISO-PX RTO ISO-PX ISO TSO

CapacidadInstalada deGeneración

SIC: 12147 MWSING: 3701 MW

40,685 MW (2010) 164895 MW 14420 MW (2011) 88227 MW 100.576 MW

Demanda AnualEnergía

SIC: 43.254,8 GWhSING: 15.100,0

GWh160487 GWh 420837 GWh 57,150.3 GWh

(2011)308278 GWh

(2009)255.179 GWh

(2011)

Demanda MáximaSIC: 6.482,1 MWSING: 2000 MW

33939 MW (2006) 167,000MW 9295 MW 65700 MW 44.107 MW (2011)

Extensión delíneas de

Transmisión

SIC: 12918 kmsSING: 7099 kms

10893 kms 56499 kms 24405 kms 40327 kms 40223 kms

EmpleadosSIC: 72

SING: 54452 725 --- 670 ---

Presupuesto:

SIC: 322000 UF(año 2012)

SING: 200000 UF(Año 2012)

119.5 MMUSD$ 252.0 MMUSD$ --- 176.1 MMUSD$ ---

Estructura dePropiedad

Empresa Privada,sin fines de lucro.Financiamiento

proviene deempresas de la

industria.

Pública.Perteneciente alEstado de NuevaYork. Sin fines de

lucro.

Pública. Deresponsabilidad

limitada. Sociedadincorporada en el

estado de Delaware

Empresa deservicios públicos.Propiedad mixta,constituida como

sociedad anónima.Filial de ISA.

Empresa financiadaa través de

membrecías. Sinfines de lucro.

Empresa privadacon participacióndel estado conpresencia del

regulador

Ubicación Oficinascentrales

SIC: SantiagoSING: Santiago y

AntofagastaRensselaer, NY

Valley Forge,Pennsylvania

Medellin, Colombia Austin, Texas Madrid, España yPortugal.

(1) Estadísticas 2010, excepto en casos indicados.


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5.2 Estructura y Rol del Directorio

Composición Toma de Decisiones y orgánica interna

CDEC

El Directorio está compuesto por un grupo de 10 miembros,que representan a distintos segmentos de la industria.- 2 representantes de propietarios de centrales con capacidadinstalada total sea inferior a 300 MW.- 3 representantes de centrales eléctricas con capacidadinstalada total sea igual o superior a 300 MW.- 2 representantes de propietarios de instalaciones detransmisión troncal.- 2 representantes de instalaciones de subtransmisión.- 1 representante de los clientes libres.

Los Directores pueden ser parte de las empresas ocontratados para representar a uno de los segmentosindicados. Por tanto, no son independientes.

- Decisiones se toman por mayoría. Quórum para sesionar es dedos tercios.- A las actas de las reuniones del Directorio, tienen acceso loscoordinados, integrantes y la autoridad regulatoria.- Si bien en Directorio es responsable de elaborar, aprobar ymodificar el Reglamento Interno y los procedimientos, estosdeben ser informados favorablemente por la CNE, lo cual reduceel impacto de la acción del Directorio en esta materia.- Aprobar el presupuesto anual del CDEC elaborado por la DAP yponerlo en conocimiento de los Integrantes.- Elegir al Director Ejecutivo. Con este último punto el Directoriose reserva un mecanismo de presión sobre las actividades delmismo.

NYISO

El Directorio está compuesto por un grupo independiente de10 miembros, que incluye al Presidente y CEO del NYISO yprofesionales con experiencia en la industria de la energíaeléctrica, finanzas, academia, tecnología, comunicaciones yla ley.

Los miembros del Directorio no tienen ningún negocio nirelación con la industria, así como con participantes delmercado.

La mayor parte de las decisiones depende del Comité deAdministración.Las decisiones del Comité de Administración requerirá el votodel 58% de dicho Comité para su aprobación.Si un agente se siente afectado por las decisiones del Comité deAdministración, puede presentar una apelación al Directorio deNYISO.Las actas de cada reunión del Directorio de NYISO son públicas.


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PJM8

El Directorio está constituido por un grupo de 10 miembrosindependientes.Los Directores no pueden tener ninguna relación profesionalo relación financiera con cualquier participante de PJM.

Para garantizar la neutralidad de PJM, los miembros de laJunta deben adherirse a un código de conducta.Todas las comunicaciones recibidas por el Directorio se tratansegún lo indicado en el Código de Conducta. La comunicaciónescrita a los miembros del Directorio son revisados por unpersonal de enlace designado, para asegurar la divulgaciónoportuna.

El Directorio es responsable de mantener la independencia dePJM y de asegurar que PJM mantiene la confiabilidad de la redeléctrica y de operar un mercado robusto, competitivo y nodiscriminatorio, evitando que alguno de los participantes delmercado ejerza poder de mercado.

XM

Se compone de tres (3) miembros principales con susrespectivos suplentes, elegidos por la Asamblea General deAccionistas en la cual existirá representación directa enproporción a la participación accionaria.

La Asamblea General de Accionistas al integrar la JuntaDirectiva, de los tres (3) miembros elegirá tres (3) miembrosindependientes principales.

La información sobre la junta y las minutas de sus reuniones noson públicas, para quienes no forman parte de XM.

ERCOT9

El Directorio de ERCOT se encuentra compuesto por 16miembros, de los cuales:- 6 participantes del mercado de los siguientes grupos:

- 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 depolítica al Directorio.El CTA es asistido por cinco subcomités permanentes y pornumerosos 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.html9 Referencia ERCOT:http://www.ercot.com/content/news/presentations/2010/ERCOT%20Board%20Orientation.pdfhttp://www.ercot.com/content/news/presentations/2010/2009%20ERCOT%20Annual%20Report.pdf


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- Generadores- Comercializadores de energía- Proveedores minoristas de electricidad.

- 3 representantes de los consumidores.- 5 independientes (no afiliados) miembros- CEO de Texas ERCOT.- Presidente de PUCT (sin voto).

políticas, procedimientos y directrices para la coordinación de lared eléctrica, la confiabilidad y las operaciones de mercado.

El Directorio tiene la responsabilidad general de la gestión deERCOT, incluyendo la aprobación del presupuesto, la priorizaciónde los gastos, aprobación de las revisiones a los protocolos yguías de ERCOT, y el respaldo de las principalesrecomendaciones de nuevas instalaciones de transmisión.

OMEL/REE

- Aprobación de las políticas y estrategias generales de laSociedad y del Grupo.- Decidir la información financiera que, por su condición decotizada, la Sociedad deba hacer pública periódicamente.- Decidir sobre inversiones u operaciones de todo tipo que,por su elevada cuantía o especiales características, tengancarácter estratégico, salvo que su aprobación corresponda ala Junta General.

- La autorización de las operaciones vinculadas, según sedefinan en las normas legales vigentes en cada momento,relevantes o ajenas al tráfico ordinario de la Sociedad, de lasque sea obligatorio informar a los mercados de valores,conforme a las citadas normas legales, previo informe de laComisión de Auditoría.- Evaluar el funcionamiento de sus comisiones, partiendo delinforme que estas le eleven.

5.3 Principales actividades provistas a los coordinados

Resumen de actividades

CDEC• Administran dos mercados: Mercado del día antes y el mercado en tiempo real• Mercados de potencia firme.• Existe Mercado de Servicios Auxiliares.

NYISO• En el mercado de energía, administran dos mercados: Mercado del día antes y el mercado en tiempo real, con• 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 soncalculados en cada barra cada cinco minutos.


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• Mercados de capacidad (RPM)• Mercado de Servicios Auxiliares• Mercados de derechos de transmisión financieros (FTR)

XM 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

- ERCOT programa y despacha centralizadamente la red dentro del área única de control, asegurando la confiabilidad de la redde 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 elmercado 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 intercambiosintercontinentales. Los productos físicos utilizan predominantemente la fijación de precios de ERCOT, pero los productos físicos yfinancieros a un precio de las cuatro zonas de ERCOT se negocian también.

OMEL/REE

- OMEL es responsable de la gestión del sistema de oferta de compra y venta de energía eléctrica, así como de la realización delas liquidaciones y pagos y cobros correspondientes y, por consiguiente, incorporando los resultados de los mercados diarios eintradiarios de electricidad.- REE como operador del sistema, garantiza la continuidad y seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constanteequilibrio la generación y el consumo de nuestro país, y ejerce estas funciones bajo los principios de transparencia, objetividad eindependencia. 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 deprecios de nudo Si Si Si -- Si Si

Manejo de lacongestión

Redespacho deunidades. Si Si Si. Redespacho. Si Si

Manejo de lasperdidas

PerdidasMarginales. Se

Tasa Fija. Precio denudo en discusión. Si. En proceso de

implementación. Si


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incorporan en LMP.

Rol en elDesarrollo de la

red detransmisión

Determina losrequerimientos del

Sistema deTransmisión

Principal llamadoSistema deTransmisión

Troncal.Dos instancias. (1)

Análisis deconsistencia del

Estudio deTransmisión

Troncal, en años enlos que se

desarrolla elEstudio. (2)

Revisión anual delplan de obras del

Estudio deTransmisión

Troncal en otrosaños.

Enfoque demercado para el

proceso deplanificación de la

transmisión.NYISO no

"aprueba" o"solicita" las

instalaciones que seconstruirán. En

cambio, evalúa laconfiabilidad delsistema y a partirde ello, identifica

las necesidades deconfiabilidad y

gestiona solucionesde mercado.

No

Elaboran el Informede PlaneamientoEléctrico de LargoPlazo (IPOELP),donde proponenalternativas deampliación yexpansión.

Responsable por lacoordinación de la

planificación.Si

5.5 Existencia de Organismo de Monitoreo del Mercado

Descripción del Organismo

CDEC No. Monitoreo del desempeño del mercado recae en los propios coordinados. Ante dudas y posibles comportamientosinadecuados, los Coordinados recurren al Panel de Expertos del sector eléctrico.

NYISO - Existe la División de Monitoreo y Desempeño.


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- 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.

PJM

- 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.- Realizan las tareas de verificación del comportamiento en conformidad con los lineamientos de operación de PJM, identificaciónde casos de ejercicio de poder de mercado y de comportamiento inusual, realizan investigaciones, siguen y evalúan elcomportamiento 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 explicanlas claves para acceder a la información dentro de sitio web. La información de mercado que ERCOT deja a disposición de sususuarios son, entre otros: derechos de ingresos por congestión, en relación al mercado "Day-Ahead” reportes por hora de losLMP’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 transaccionesentre participantes.

OMEL/REE Información del mercado y de la operación del sistema operado por REE está disponible en su sitio web. No contiene comisionesy/o departamentos para el desarrollo de estas actividades.


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5.6 Financiamiento del Organismo

Descripción del Financiamiento

CDEC

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.- 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 Los costos de operación del NYISO se pagan bajo el concepto de estampilla de correo, donde existe un cargo por MW, quetotalizado entre todos los coordinados, permite cubrir el costo de operación del organismo.

PJM

Los costos son cubiertos través de una tarifa precalculada y aprobadas por la FERC, que se asigna a cada coordinado en funciónde los volúmenes de transacciones de los participantes en el mercado, como por ejemplo: MWH por carga suministrada, MWHfacturados 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 calculatrimestralmente.

XM --

ERCOT 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.

OMEL/REE Empresa privada. Financiamiento de acuerdo a rentabilidades trazadas en la línea corporativa de REE.


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6 CONCLUSIONES Y PROPOSICIONES DE MEJORAMIENTO PARA ELCDEC CHILENO

Los países con sistemas eléctricos desarrollados y que operan en entornoscompetitivos presentan tanto sistemas tipo TSO, como sistemas tipo ISO. El hechode que en un país se haya optado por uno u otro modelo suele estar en función delos antecedentes históricos y de la estructura sectorial. En aquellos lugares en losque existían antes de los procesos de cambios regulatorios varias compañíasprivadas que ofrecían un servicio verticalmente intergrado y que no han estadodispuestas a vender sus líneas de transporte por motivos estratégicos, se haoptado por un sistema tipo ISO.En cambio, en aquellos lugares en los que existía una empresa única (típicamentepública), ha sido posible diseñar una estructura sectorial nueva y por lo general enesos casos, se ha optado por un modelo TSO.

También hay que señalar que en aquellos casos, en los que resulta indispensableel desarrollo rápido de nuevas líneas (demanda creciente), en un entorno dedebilidad financiera de la empresa trasportista y del sector eléctrico (escasacapitalización, carencia mercado de capitales, riesgo tipo de cambio, entre otros),es aconsejable dar entrada a capitales privados y/o extranjeros. En este caso, eldesarrollo de la red es basado en licitaciones públicas y por tanto la estructura dela red está bastante diversificada, por lo tanto, el modelo ISO es aconsejable.

Planificación y Expansión de la RedLa experiencia internacional revisada deja en evidencia que el Operador tiene unrol activo en la planificación de largo plazo del sistema. Estas participaciones,pasan desde elaborar estudios y dejarlos como un plan indicativo, hasta el caso enque el operador busca soluciones en el mercado para los problemas detectados.

Es importante destacar, que la regulación chilena vigente no contiene disposicionesque lleven a los CDEC a hacerse cargo de estos temas. No obstante, tampoco selos impide.Respecto de la red de Transmisión Troncal, el DFL N°4 de 2006 instruye a losCDEC a realizar el denominado análisis de consistencia de las obras propuestas porel Estudio de Transmisión Troncal. Si bien la ley no

A este respecto, los CDEC se están haciendo cargo de dicha función de formacreciente. Prueba de ello es que el CDEC-SING creó durante el año 2011, unequipo de planificación que depende de la Dirección de Peajes, para encargarse delos temas de Largo Plazo, asumiendo con esto un rol más activo en la planificaciónde la red.

Rol del Directorio


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En la experiencia internacional revisada, a diferencia de lo que ocurre en Chile, losintegrantes del directorio de cada Operador son totalmente independientes de laindustria, 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 acotadopor la regulación actual.Por ejemplo, en los procedimientos son realizados por los equipos técnicos de losCDEC, revisados por el Directorio y los coordinados, pero no pueden ser aplicadossin la aprobación conforme de la CNE. Este hecho evita la antigua influencia delDirectorio en temas técnicos, que puedan generar beneficios para los integrantesdel mismo.

Por otro lado, n relación a los directivos y profesionales que componen ambosCDEC no se aprecian problemas con su independencia. No obstante, la elección delDirector Ejecutivo por parte del Directorio, es una materia que ha sido cuestionadapor actores del sector.

Organismo de Monitoreo del MercadoUn elemento relevante descubierto a lo largo de la investigación, corresponde aorganismo de monitoreo del mercado.Su función es realizar tareas de verificación del comportamiento en conformidadcon los lineamientos de operación, identificación de casos de ejercicio de poder demercado 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 paralos operadores Chilenos.

Ampliación de la Actividades del CDECEs importante destacar que en los últimos años, el mercado ha reconocido larelevancia del rol del CDEC, lo cual ha facilitado que amplíen sus funciones,desarrollando nuevas actividades.


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[30] OMEL, Operador de Mercado Eléctrico Ibérico, Polo Español, S.A.,www.omel.es.

Estructura y funciones de un operador independiente · Curso: Mercados Eléctricos Seminario:...

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