Sistemas de Precios en Mercados Eléctricos...
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Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería
Sistemas de Precios en MercadosEléctricos Desregulados
Hugh Rudnick
SEGENEL 2001, Seminario de Gestión EnergéticaUTFSM, 9-12 de Octubre 2001
Se analiza los distintos productos y servicios que setransan en mercados eléctricos desregulados y losesquemas de precios que se utilizan para ellos. Se
examina los esquemas de precios en ámbitoscompetitivos (mercados mayoristas de generación) como
regulados (mercados regulados a cliente final yactividades de transmisión y distribución). Se revisa los
sistemas de precios para los productos energía ycapacidad y para los servicios complementarios. Se
identifican los desafíos y problemas de fijación de preciosen mercados regulados, centrando la atención en el
mercado eléctrico chileno, con referencias a laexperiencia internacional.
2
-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Indice
Objetivos esquemas de preciosEn mercados competitivos
-proveer señales de eficiencia económica (operación, inversión)-respuesta adecuada a cambios en el mercado
En mercados regulados-mismas anteriores-evitar pérdidas sociales de precios monopólicos-flexibilidad-estabilidad-simetría de riesgos y oportunidades para el regulado
Fijación de precios en mercados regulados-reflejen costo de proveer el servicio regulado-entreguen incentivos de reducción de costos-retorno adecuado al capital de inversión
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• Objetivos de la política regulatoria• Fortalecer la competencia: aumento eficiencia,
reducción precios
• Estimular la innovación y la adaptabilidad
• Conflictos en fijación de precios• Intereses contrapuestos entre regulador y regulados
Dificultades fijación de precios
• Situación actual:– Ley que regula el sector eléctrico: DFL 1 de 1982– Reglamento del DFL1 de 1998
• Tipificación de clientes:– Regulados: precios de generación, transmisión y distribución
regulados– Libres: tarifas por acuerdo entre las partes– Cliente libre: potencia conectada > 2 [MW]
• Sector generación:– Sujeto a competencia– Tarificación marginalista según costos declarados– CDEC- organismo coordinador del despacho y cálculo
costos marginales
Regulación precios en Chile
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• Régimen de precios a nivel generación:– Precio spot horario: transacciones entre generadores
(regulación genérica de precios)
– Precio de nudo: venta a distribuidoras (regulado)
– Precios libres: venta a clientes no regulados
• Sector Transmisión: (500 - 110 kV)– Monopolio regulado
– Generadores pagan 100% del sistema de transmisión
– Remuneración vía ingreso tarifario: IT (diferencia nodal deprecios de nudo)
– Complemento del IT: peaje básico y adicional
– Valorización: AVNR (Anualidad del Valor Nuevo deReemplazo) + COyM (operación y mantenimiento)
Regulación precios en Chile
• Subtransmisión: (110 - 23 kV)– Sector sin clara definición
– Pago por costo medio: recargos por transformación
• Sector Distribución: (< 23 kV)– Monopolio geográfico
– Obligatoriedad de servicio
– Esquema regulatorio: yardstick competition con empresamodelo
– Costos: Valor Agregado de Distribución (VAD)
• Régimen de precios a nivel distribución:– Precio nudo + VAD (clientes regulados)
– Opciones tarifarias, AT y BT
Regulación precios en Chile
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Precio spot de la energía
• Costo marginal (de corto plazo) de la energía
– Costo de abastecer en forma eficiente una unidadadicional (1 kWh) de demanda del sistema.
– Puede corresponder al costo variable de la centraltérmica más ineficiente que se encuentra operandocon capacidad disponible ó al costo asociado a lageneración de un embalse (valor del agua).
6
Precio de la Energía
Horizonte de tiempo
Centrales de pasada
Central de embalse caro
Central Térmica
MW
CMG = CMg térmico
CMG = CMg embalse
Centrales de ciclo combinado (CC)
CMG = CMg CC
Central de embalse barato
Costos marginales (promedio mensuales)
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
110.00
Ab
r-8
6
Ago
-86
Dic
-86
Ab
r-8
7
Ago
-87
Dic
-87
Ab
r-8
8
Ago
-88
Dic
-88
Ab
r-8
9
Ago
-89
Dic
-89
Ab
r-9
0
Ago
-90
Dic
-90
Ab
r-9
1
Ago
-91
Dic
-91
Ab
r-9
2
Ago
-92
Dic
-92
Ab
r-9
3
Ago
-93
Dic
-93
Ab
r-9
4
Ago
-94
Dic
-94
Ab
r-9
5
Ago
-95
Dic
-95
Ab
r-9
6
Ago
-96
Dic
-96
mill
s/k
Wh
de
cad
a añ
o
CMg esperado (Nudo)
CMg real
7
Costo marginal para una barra k
{ρ γ γ∂∂
µ∂∂
λλ
k
sistema k k
diferencial
Ld
Zd
= + −∑
* *1 24444 34444
= demanda en la barra k
= multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balancede potencias
= vector de multiplicadores de Lagrange asociados a las restricciones de red
L = pérdidas de la red
Z = restricciones (límites térmicos, límites de voltajes y reactivos,estabilidad, seguridad, etc.. )
γ
µ
dk
-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia
-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
8
Costos auditados - costos variablesoperación SIC, Octubre 2001
Costos auditados - costos variablesoperación SIC, Octubre 2001
9
Ejercicio simulación ofertas preciosSIC
-simulación Nash-Cournot-todo se transa en mercado spot, sin contratos (caso extremo)-ofertas cantidad y precios horarios dentro de un día-agua disponible diaria (límite máximo utilización)-curvas demandas lineales elásticas-modelo SIC reducido-simulación programación dinámica hacia atrás - juego
-mercado competitivo-juego entre plantas/unidades, maximizan beneficio-juego entre firmas, maximizan beneficio
D e m a n d a
0
1 0 0 0
2 0 0 0
3 0 0 0
4 0 0 0
5 0 0 0
6 0 0 0
7 0 0 0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
P e r i o d o s
Ca
nti
da
d
D e m a n d a
Potencia
ins ta lada
Potencia
térmica +
cent ra les
p a s a d a
10
Generación hidro Total
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Periodos
Pre
cio
Competitivo
Juego xUnidades
Juego xFirmas
Precio resultante
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Periodos
Pre
cio
Competitivo
Juego xUnidades
Juego xFirmas
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Ejercicio simulación ofertas preciosSING
-simulación Nash-Cournot-todo se transa en mercado spot, sin contratos (caso extremo)-ofertas discretas de precios-demandas inelásticas-modelo SING reducido-sin mínimos técnicos
sin restricción generación máxima
Precio de equi l ibr io del sistema
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200
( M W )
(US
$/M
Wh
)
P. Marg . C. Marg. s is tema
12
sin restricción generación máxima
Generación por Firma
0
1 0 0
2 0 0
3 0 0
4 0 0
5 0 0
6 0 0
4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 1 8 0 0
D e m a n d a ( M W )
Ge
ne
rac
ión
(M
W)
E D E L N O R E L E C T R O A N D I N A C E L T A N O P E L N O R G E N E R
sin restricción generación máxima
Margen por Firma
0
500
1000
1500
2000
2500
400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800
D e m a n d a ( M W )
Uti
lidad
(U
S$/
h)
EDELNOR ELECTROANDINA CELTA N O P E L NORGENER
13
con restricción generación máxima 180 MW
Precio equil ibrio sistema con restricción de generación de 180 MW
0
2
4
6
8
1 0
1 2
1 4
1 6
1 8
2 0
4 0 0 6 0 0 8 0 0 1 0 0 0 1 2 0 0 1 4 0 0 1 6 0 0 1 8 0 0 2 0 0 0
D e m a n d a ( M W )
Pre
cio
(U
S$
/MW
)
P . M a r g . C . M a r g . s i s t e m a
con restricción generación máxima 180 MW
Generación por Firma
0
1 0 0
2 0 0
3 0 0
4 0 0
5 0 0
6 0 0
4 0 0 5 0 0 6 0 0 7 0 0 8 0 0 9 0 0 1 0 0 0 1 1 0 0 1 2 0 0 1 3 0 0 1 4 0 0
D e m a n d a ( M W )
Ge
ne
rac
ión
(M
W)
E D E L N O R E L E C T R O A N D I N A C E L T A N O P E L N O R G E N E R
14
con restricción generación máxima 180 MW
Margen por Firma
0
500
1000
1500
2000
2500
400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400
Demanda (MW)
Util
idad
(U
S$/
h)
EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER
-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
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Contratos
• Acuerdo a largo plazo entre personas físicas ojurídicas las cuales acuerdan las condiciones deventa de un bien o servicio.
• Generadores: buscan contratos de largo plazo(más de 10 años) que financien el costo dedesarrollo de nuevos proyectos.
• Consumidores: suministro de electricidad amediano plazo (4 a 5 años) que les permita optara nuevas oportunidades de mercado.
• Distribuidores: transferir obligación de servicioa terceros, buscan contratos de largo plazo
Lógica de contratación
Condicionantes para Contratar
• Riesgos Sector Eléctrico- Precio- Cantidad- Precio de combustible- Disponibilidad
• Beneficios Contratación - Ahorros en costos de transacción- Transferencia de riesgo- Provisión de incentivos
• Contratación distribuidoras - Precio regulado- 99 bis, falta contratos- Caso Saesa, divergencia CDEC, resolución SEC
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Componentes del precio• Energía
– El costo marginal de la energía da cuenta de los costos devariables de operación en que se incurren en elabastecimiento de electricidad.
• Potencia– La potencia da cuenta de los costos de incrementar la
capacidad del sistema eléctrico en aquellas horas en que serequiere.
– Los incrementos de capacidad son requeridos en las horasde mayor demanda del sistema eléctrico, las que sedenominan horas de punta.
• SIC: entre las 18 y 23 horas de Lunes a Viernes en los mesesde Mayo a Septiembre.
• SING entre las 18 a 23 horas de todos los días del año.
Fuente: JC Olmedo
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Potencia de punta• DFL N°1 de 1982 artículo 150 letra d)
– Potencia de punta: “Potencia máxima en la curva de cargaanual”.
– Corresponde a la máxima exigencia al sistema y éste debecontar con capacidad instalada suficiente para suministrarlaen esos momentos, aún cuando no se utilice en formapermanente.
Energía
Potencia(capacidad)
año
Demanda
Precio de la potencia de punta
• El precio al cual se valorizan los aportes de potenciafirme se define como el costo marginal de incrementarla capacidad del sistema para satisfacer la demandamáxima anual o de punta.
• Actualmente se considera igual al costo de inversión enuna turbina a gas, con rápida respuesta a fallasintempestivas.
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Potencia firme y Potencia de punta• La potencia firme corresponde al aporte de cada central al
abastecimiento de la potencia de punta.
Artículo 259 DS 327.- Cada generador deberá estar encondiciones de satisfacer, en cada año, su demanda depotencia en horas de punta, considerando la potencia firmepropia y la adquirida a otras entidades generadoras queoperen en sincronismo con el sistema. Para cada generador,el CDEC verificará el cumplimiento de lo anterior, realizandoun balance de potencia firme.
• Se entrega remuneración a los generadores según su aporte ala capacidad del sistema en la condición en que esta capacidades requerida.
• La capacidad es requerida con el fin de satisfacer la demandamáxima anual del sistema.
• Si las centrales pudieran tener a todo evento disponible supotencia máxima, entonces la capacidad del sistemacorrespondería a la suma de sus potencias máximas.
• En la realidad las centrales fallan, hay restricciones detransmisión, hay variabilidad hidrológica, existen retardos en lapartida y toma de carga, variables que afectan el aporte depotencia máxima de las centrales.
• Entonces se trata de representar el efecto de dichas variablesen la capacidad del sistema de abastecer la demanda máxima.
Potencia firme y Potencia de punta
Fuente: JC Olmedo
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
l asociados a la generación, transmisión y distribuciónde energía eléctrica
l necesarios en cantidad y calidad para garantizar laseguridad y calidad del suministro
l generalmente remunerados a través de la generación(consumidor no los distingue)
l pueden separarse como servicios independientes
Servicios auxiliares/complementarios
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Confiabilidad del sistemaConfiabilidad del sistema
SUFICIENCIA
SEGURIDADCALIDAD
•Suficientes instalaciones para abastecer demanda
•Seguridad de servicio para soportar contingencias
•Calidad técnica del producto y del suministro (voltaje, frecuencia, formaonda, continuidad)
Servicios típicos
• Control de tensión / potencia reactiva• Compensación de pérdidas• Seguimiento de carga y control de frecuencia
• Reserva primaria, secundaria y terciaria• Desprendimiento de carga• Interrumpibilidad
• Protección del sistema: arranque en frío• Reposición. Capacidad de partida autónoma
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Esquemas de precios
• Agentes obligados a proveerlos
• Precios regulados según costos reconocidos (más frecuente)-despacho según costos
• Mercado libre de ofertas-operador determina requerimientos-ofertas de cantidades y precios-equilibrio de mercado y precio-consumidores pagan servicio
• Obligación de suministro entre generadores-operador determina requerimientos-ofertas de cantidades y precios-mercado de suma cero entre generadores
Caso Inglés
• Operador obligado a comprar servicios más económicos• Pagados via uplift en tarifa final
Control de Frecuencia (respuesta de MW)
Control de Voltaje (energía reactiva MVArh)
Reserva (MW disponibles con poco aviso)
Capacidad de Partida Autónoma (generación requerida para energizar unaplanta sin apoyo externo)
Servicios complementarios divididos en
Obligatorios (CF y CV, todos los generadores despachados centralmente)
-pagados según costos variables
Necesarios (CPA, R, algunos generadores)
-pagados según costos fijos y variables
Comerciales (cualquier proveedor, servicios adicionales)
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
l Pago por usuarios (generadores, distribuidores, grandes clientes)
l Esquema tarifario en dos partes (ingreso tarifario y peajes)
l Peaje estampillado ó por uso de red
l Medición uso
-factores distribución (Rudnick et al, 1993)
-método Bialek (1996)
-método Kirschen (1997)
Acceso abierto a la transmisión
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Esta metodología busca la obtención de factores que den una medida deutilización de la red basándose en su configuración
•Factores de Distribución de Cambios en la Inyección de Potencia(factores A o GSDF o shift factors)
– Estos factores relacionan un cambio de flujo de potencia en una línearespecto de la inyección neta de potencia en un nudo.
Factores de Distribución
ref.) (excluye b barra en potencia de inyección de CambioPki linea en potencia de flujo de Cambio
b ==∆∆−−==∆∆ −− kiF
i ki−k∆F
∆FA b∆P
i−k,b= i−k
~ b
b∆PG
L
i k
b
~
~
~
ikX
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
donde X i-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversade la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columna correspondiente ala barra de referencia) y Xi,k corresponde a la reactancia del tramo ik, donde iy k corresponden a los nodos terminales del tramo ik
Estos factores son independientes de las condiciones de operación del sistema(distribución de generación y carga) pero dependen de la configuración de lared y de la barra de referencia elegida. Para determinar el impacto en unarama de una inyección se debe conocer el sentido del flujo por la rama.
0==∆∆++∆∆∑∑≠≠
R
Rb
b PPbbkiki PAF ∆∆∗∗==∆∆ −−−− ,
ki
bkbibki x
xxA
,,
−−−−−−
−−==
24
i ki−kF
~g
gG
i−k,gD = i−kFgG
i k
g
~
~
~
•Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF)Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potenciainyectada en una barra generadora g del sistema.
Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totalesde generación-flujo, y no incrementales.
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
F D Gi k i k g g− −= ∗∑ ,
las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación:
Los GGDF son independientes de la barra de referencia, dependen de laconfiguración de la red y de la condición de operación.
D A Di k g i k g i k R− − −= +, , ,
∑∑∑∑
≠≠
−−−−
−−
∗∗−−
==
g
g
Rp
ppkiki
Rki
G
GAF
D
,
,
Di k,g factorFi k
flujo de potencia en linea i kGg Generación en la barra g
− =
− = −=
25
i−k ,bFP = i−k,bD' bGi−k,gD' gG
g∑
i−k,gD' i−k ,gD Si el factor es de signoopuesto
Si el factor es del mismo signo que el flujo
0
~i k
g
~
~
Prorrata a partir defactores GGDF:
~j
jL i ki−kF
i−k, jC = i−kFjL
~i k
~
~
j
•Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF)Estos factores relacionan un de flujo de potencia en una línea i-k con lacarga en una barra j del sistema.
26
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
F C Li k i k j jj
− −= ∗∑ ,
las que se relacionan con los factores GSDF como se indicaa continuación:
C factorF flujo de potencia en linea i kL Consumo en la barra j
i k,j
i k
j
−
−
== −=
C C Ai k j i k R i k j− − −= −, , ,
CF A L
Li k R
i k i k j jp R
jj
−
− −≠=
+ ∗∑∑,
,
Método Método BialekBialek
•Método para trazar flujos de electricidad en sistemas eléctricos
•Potencia activa y reactiva
•Cuantifica contribución de un generador (o carga) al flujo por una
línea
•Prorrateo de pérdidas
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Supuestos del método•Principio de proporcionalidad :
Pi = 40 + 60 = 100 MW (40% ⇒ j-i , 60% ⇒ k-i)
=×+×=−
=+=−MW70700.6700.4
miP
MW704228miP
=×+×=−
=+=−MW30300.6300.4
liP
MW301812liP
•Método para trazar flujos de electricidad en sistemas eléctricos
•Potencia activa y reactiva
•Cuantifica contribución de un generador al flujo por una línea
•Se basa en la solución de un flujo de potencia
•Utiliza principio de proporcionalidad para calcular la contribución
de cada generador a las cargas, pérdidas y flujos del sistema
•No responde a cambios incrementales
Método Kirschen
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Conceptos y algoritmo
••Dominio de un generador :Dominio de un generador :Conjunto de barras alcanzadas por la potencia de un generador,siguiendo el sentido del flujo de potencia .
Dominios :Dominios :–GA : Todas las barras
–GB : 3 , 4 ,5 y 6
–GC : 6
•Commons (o áreas comunes) :–Conjunto de barras aledañas alimentadas por los mismos generadores,las cuales deben estar conectadas entre ellas para pertenecer al mismocommon.–Se define como “rank” de un common al número de generadores quealimentan las barras incluidas en ese common.
Commons Commons y y rankrank : :–(Common 1, rank 1) : 1 y 2
–(Common 2, rank 2) : 3, 4 y 5
–(Common 3, rank 3) : 6
29
•Principio del métodoEl método se basa en el principio de proporcionalidad :“Para un common dado, si la proporción de flujo interno asociadoal generador i es xi, entonces la proporción de flujo externo y cargaasociado al generador i es también xi.”
Sistema de 8 barras (SIC reducido)
30
Aportes del generador G1
0
20
40
60
80
100
120
1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7
Líneas
Con
trib
ució
n [%
]
Bialek Kirschen GGDF
Aportes del generador G3
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7
Líneas
Con
trib
ució
n [%
]
Bialek Kirschen GGDF
31
Aportes del generador G5
0
10
20
30
40
50
60
70
1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7
Líneas
Con
trib
ució
n [%
]
Bialek Kirschen GGDF
Aportes del generador G6
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1-2 3-2 3-4 5-3 6-3 7-5 7-6 8-7
Líneas
Con
trib
ució
n [%
]
Bialek Kirschen GGDF
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
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Precios en distribución
• Esquemas contables (cost plus; tasa de retorno)– precios siguen costos medios (no incentiva reducción de costos)
Competencia simulada donde no existe
• Incentivos o competencia por comparación (yard stick competition)– comparación de empresas con empresa modelo de referencia
• Incentivos por nivel de eficiencia (price cap; tarifas decrecientes)– comparación relativa de empresas y determinación reducciones de
costos
Posibilidad reducir asimetrías de información
Precios en distribución
• Empresa modelo (caso Chile):– Eficiente en gestión de inversiones y operación
– Empresas reales perciben utilidades de acuerdo a superformance respecto a la empresa modelo
– Empresa modelo establecida a través de estudios deempresas reales operando en Chile
– Calidad de servicio acorde a normativa vigente
• Áreas de distribución típicas:– Separan diferentes características de densidad de consumo
y tipo de red
34
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 50 100 150 200
Potencia Máxima (MW)
Co
sto
To
tal
(MU
S$/
Mes
)
Costo total mensual área 2 (semi urbana, Chile, 1988) Valores promedios 10,2 US$/kW/mes
Relación entre los costos unitarios AT y el producto
kmAT*(kWAT+kWBT)
-7
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
0 5 10 15 20 25
ln(kW*km)
ln(C
osto
AT
por k
W*k
m)
(m$/
kW/k
m)
35
Relación entre los costos unitarios BT y el producto kmBT*kWBT)
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
3
4
0 5 10 15 20 25
ln(kW*km)
ln(C
osto
BT
por
kW*k
m)
(m$/
kW/k
m)
Valor Agregado de Distribución (VAD)
• Componentes de costo del VAD:– Costos fijos de administración, facturación y atención del
cliente
– Pérdidas medias de energía y potencia
– Costos estándares de inversión, operación y mantenimientopor unidad de potencia suministrada
• VNR: (valor nuevo de reemplazo):– Anualidad a 30 años
– Tasa descuento: 10%
– Costo actual de renovar instalaciones
– Método híbrido entre costo dereemplazo y sustitución
• Esquema de costos medios:– Costos totales, divididos por la
potencia de punta
– Costo medio iguala al marginal deno existir condiciones extremas dedensidad de consumos
36
VAD AT [$/kW/año]
Resultados estudio VAD 2000
0.0
10 .0
20 .0
30 .0
40 .0
50 .0
60 .0
70 .0
80 .0
90 .0
1 0 0 . 0
1 2 3 4 5
C N E
E M P R E S A
Area Típica
VAD BT [$/kW/año]
Resultados estudio VAD 2000
0.0
20 .0
40 .0
60 .0
80 .0
1 0 0 . 0
1 2 0 . 0
1 4 0 . 0
1 6 0 . 0
1 8 0 . 0
1 2 3 4 5
C N E
E M P R E S A
Area Típica
37
-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Regulación via Price Cap
ajuste tarifario via RPI + K
Componentes de K son:• P0: Reducción inicial de precios representando el
desempeño pasado de la firma, realizada sólo alcomienzo de cada periodo regulatorio.
• X: Representa futuras mejoras de eficiencia.• Q: Representa las inversiones tendientes a aumentar
los estándares de calidad.• V: Representa mejoras a la seguridad de servicio.• S: Representa mejoras en los niveles de servicio.
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• Potencial de la industria como promedio para realizar mejorasde eficiencia, producto de las ineficiencias acumuladas por noestar sujeta a competencia directa. Evaluación de otrossectores de la economía sujetos a competencia directa.
• Potenciales específicos de cada empresa para realizar mejorasde eficiencia, producto de la ineficiencia relativa con respecto alresto de la industria. Modelos econométricos.
Regulación via Price Cap - operación
• Revisión de los programas de inversión, para verificar que lasinversiones coinciden con las exigidas por la autoridad.
• Ejercicio del costo base (costo unitario típico de cada proyecto),en el cual se comparan los costos de las diferentes empresas.
• El regulador comunica a las empresas que poseenestimaciones sobredimensionadas, y estas devuelven nuevasestimaciones (loop retroalimentado).
• Estimaciones exógenas por parte de consultores externos.
Regulación via Price Cap - inversión
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Asignación por prorrata de costos (estampillado)
• Es arbitrara, no entrega señal de uso físico
• Privilegia simplicidad y recuperación total de costos
Costos fijos a prorrata de alguna medida de utilización física dela red
Peajes distribución
Asignación por VAD
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Asignación por prorrata de utilidades (regla OFTEL)
• Costos fijos a prorrata de las utilidades de cada segmento
• Ventajas:– Prorratea costos fijos según uso físico de la red
– Utilidades reflejan costo de oportunidad del acceso
– Si la cartera del monopolista se encuentra balanceada (sumade utilidades iguala costos), la regla OFTEL es eficiente
• Desventajas:– Incentivo perverso a subir la tarifa de acceso traspasando
utilidades entre segmentos de negocio del monopolista
Peajes distribución
Peajes según VAD• Esquema
– Peaje de distribución en base a los costos de distribuciónpara clientes regulados
– Descomposición de partidas del VAD asignables al peaje• Ventajas:
– Coherencia regulatoria con el marco legal– Simetría de costos considerados para clientes regulados– Coherencia teórica: modelo de peajes por prorrata de costos– Peajes con señal de eficiencia: empresa modelo
• Desventajas– Esquema de áreas típicas: homologación de costos y
densidad de consumo de empresas diferentes– No se establece diferencia de costo de oportunidad de
abastecer distinto tipo de clientes
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EmpresaDistribuidora
EmpresaComercializadora
Componentes delValor Agregado deDistribución
Costos deinversióninstalacionesde distribución
Costos deinversióninstalacionesmuebles einmuebles
Costos deoperación ymantenimiento
Costosintangiblesy capital detrabajo
Costosfijos deatención alcliente
Pérdidasmedias dedistribución
Pérdidas técnicas
Peajes según VAD
AT(>400 kV)
BT(400 kV)
Peajes según VAD y OFTEL
0
2 0 . 0 0 0
4 0 . 0 0 0
6 0 . 0 0 0
8 0 . 0 0 0
1 0 0 . 0 0 0
1 2 0 . 0 0 0
($/k
W-a
ño
)
Á r e a 1 Á r e a 2 Á r e a 3 Á r e a 4 Á r e a 5
Costo marginal AT Costo f i jo unitario AT Pea je OFTEL AT VAD AT
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
($/k
W-a
ño
)
Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5
Costo marginal BT Costo fijo unitario BT Peaje OFTEL BT VAD BT
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-objetivos esquemas de precios
-precios en mercado competitivo-generación -precios spot
-costos auditados y ofertas de precios-contratos-energía y potencia-servicios complementarios
-precios en mercado regulado-transmisión -uso, factores de utilización
-teoría de juegos-distribución -empresa modelo
-price cap-peajes distribución
-generación -precios nudo
Precios de nudo (costos marginales esperados)
Nivel de tensión: 500, 220 o 154 kV
Precio : Precio de Nudo de Energía y Potencia
Período de vigencia: 1 Semestre
Fijaciones: Abril y Octubre de cada año
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•Representa el promedio ponderado de los costos marginales esperados degeneración en un horizonte de 10 años, dado un plan de obras de expansióny una serie de hidrologías.
•Variable optimizada: Cota del Lago Laja (regulación interanual)
•Modelo GOL: Programación Dinámica Estocástica.
•Valor del “agua” hoy representa el costo actualizado del sistema suponiendodecisiones de mínimo costo
•Es ”semi- regulado” ya que es ajustado a una banda de +/- 10% delpromedio de los precios libres.
•Es más estable•- Sube: Condiciones secas, postergación de inversiones•- Baja: Condiciones húmedas, sobreoferta
Precios de nudo (costos marginales esperados)
Fecha de entradaMes Año Obra Potencia
Octubre 2002 Aumento capacidad (Interruptores) Charrúa-Temuco 220 kV 60 MVAJulio 2003 Central a Gas Natural TalTal Ciclo Combinado
Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kV360 MW210 MVA
Noviembre 2003 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kVAmpliación Charrúa-Ancoa 220 kV
200 MVA400 MVA
Abril 2004 Central a gas ciclo combinado 1Refuerzo Arranque Chillán 154 kV
372,6 MW115 MVA
Enero 2005Línea de Interconexión SIC-SINGSegundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kVLínea Carrera Pinto-Cardones 220 kV
250 MW210 MVA210 MVA
Enero 2006 Central a gas ciclo combinado 2 372,6 MWAbril 2006 Nueva Línea Charrúa -Temuco 220 kV 1 x 270 MVAEnero 2007 Línea de Interconexión SIC-SADI
Refuerzo Charrúa-Concepción 154 kV a 220 kV400 MW260 MVA
Julio 2007 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MWEnero 2008 Central a gas ciclo combinado 3 372,6 MWEnero 2009 Central a gas ciclo combinado 4 372,6 MWAbril 2009 Central a gas ciclo combinado 5 372,6 MWEnero 2010 Central a gas ciclo combinado 6 372,6 MWEnero 2011 Central a gas ciclo combinado 7 372,6 MW
Programa de obras octubre 2001
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Fecha Obra PotenciaAbr de 2002 Unidad 9b de Nehuenco 100 MWJul de 2002 Central de Pasada Chacabuquito 25 MWDic de 2002 Ampliación línea Quillota – Polpaico 820 MVAEne de 2004 Nueva línea Ancoa - Itahue 2x220 kV
Banco transformadores S/E Itahue (220/154 kV)2x400 MVA300 MVA
Ene de 2004 Central Ralco 570 MW
Programa de obras octubre 2001
•Cuestionamiento de precios de nudos y procedimientos de cálculo de laCNE – necesidad de “sincerar precios”
-Liberalización de precios de nudo
•Cuestionamiento de rigidez de precios de nudos
-Considerar elasticidad de la demanda y precios flexibles
Precios de nudo (costos marginales esperados)
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Fuentes de información:
Página Web :
www.ing.puc.cl/power/
www.ing.puc.cl/power/publications/lectures.htm
Dirección electrónica :
Pontificia Universidad Católica de ChileFacultad de Ingeniería