El Mercado de Electricidad

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El Mercado de

Electricidad

Marcelo Tardío A.

El Mercado El

é

ctrico

• El mercado es un lugar físico en el cual se juntan compradores y vendedores para realizar transacciones.

• En todos los mercados existe un pago

único por el bien o servicio realizado, traducido en el precio pagado por el propio bien o servicio.

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El Mercado El

é

ctrico

• Existen diversas estructuras de mercados,

desde mercados de competencia perfecta

hasta los mercados que se constituyen en

monopolios.

• Por ejemplo un mercado de jabones, es un mercado competitivo, ya que el precio no es fijado por los compradores y

vendedores, sino por el propio mercado en sí.

El Mercado El

é

ctrico

• En este mercado, nadie paga una tasa

fija a las empresas para que siempre

existan jabones en el mercado.

• La dinámica de un mercado competitivo es elevada

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El Mercado El

é

ctrico

• Las características de un mercado competitivo pueden ser resumidas en:

– Muchos compradores. – Muchos vendedores.

– El precio es fijado por el mercado y no por la influencia de unos pocos compradores o vendedores.

– Si el precio es elevado, un comprador puede escoger fácilmente otro proveedor.

– Puede consumir una menor cantidad o dejar de consumir (elasticidad de la demanda).

– Existe información perfecta.

El Mercado El

é

ctrico

• ¿Cuáles son las características de un mercado eléctrico?

– Bien homogéneo.

– Baja o nula elasticidad de la demanda. – Curva de oferta limitada en el lado derecho. – Curva de demanda prácticamente vertical. – Balance perfecto instantáneo entre la Oferta

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El Mercado El

é

ctrico

O D

CMg

MWh

El Mercado El

é

ctrico

Mercado Mercado Inversiones Fallas Fallas en la Demanda: 1. Elasticidad

2. Variaciones Precios de Energía

Precios de Reserva Price Spikes Precios de Capacidad Requerimientos de Reserva Operativa “Price Caps” Requerimientos de Reserva de Capacidad Capacidad Instalada

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El Mercado El

é

ctrico

• Como en todo mercado, el mercado eléctrico debería tener un solo precio

• Se debería pagar el precio de la energía en $/MWh.

• Esto significa que cuando exista sobreoferta de capacidad instalada, el precio debería bajar. • Si no existe capacidad suficiente, es decir

escasez como cualquier otro bien, el precio debería subir.

El Mercado El

é

ctrico

Este es denominado: Este es denominado: Mercado de Mercado de Solamente Energ Solamente Energíía a

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El Mercado El

é

ctrico

• Hasta cuánto debería subir el precio de la electricidad?

• Hasta qué precio usted pagaría por un bien escaso y que lo necesita?

• Nótese que la valoración es totalmente

subjetiva.

• Cada persona le “da un valor” diferente a

un bien o servicio, basado en su perspectiva personal.

El Mercado El

é

ctrico

• Bueno y cómo coordinamos para que esto

ocurra?

• Para que cada uno pague hasta el precio a que

está dispuesto a pagar?

• Debido a la estructura actual del mercado, no se puede tomar estas decisiones

individualmente por los usuarios, por lo que, esta toma de decisiones debe estar

necesariamente centralizada.

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Fallas de la Demanda

• Las falla de la demanda se resumen en:

1. Elasticidad: Prácticamente no existe elasticidad en la demanda eléctrica.

• Si uno va al mercado conoce el producto y su precio de mercado (información perfecta). • Si para la persona está muy caro no lo

compra

• Como saber el precio de la electricidad en el momento de consumir?

• Deberíamos tener medidores on-line en nuestros domicilios.

• Existen barreras tecnológicas que no lo permiten

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Fallas de la Demanda

• Esta primera falla de la demanda hace

que los consumidores no respondan ante

la variación de precios de la electricidad. • Esto es, ante la escasez, y por lo tanto

precios altos, el consumo permanecerá igual.

Fallas de la Demanda

2. Variabilidad: Esta característica se refiere a la variabilidad de la demanda:

• Se produce exactamente lo que se consume

• No existe almacenamiento de electricidad

• Se debe comprar la electricidad en tiempo

real

• Debido a la variabilidad, los consumidores

no pueden hacer contratos a largo plazo

• Puede existir una gran demanda y

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Fallas de la Demanda

• Debido a esta “falla de la demanda” es que

debe necesariamente existir una regulación de precios en la parte competitiva.

• Caso contrario, el precio techo que se pagaría ante la escasez de oferta sería infinito y mucha gente no estaría dispuesta a pagarlo.

• Debe existir una política regulatoria al

respecto, para limitar hasta qué precio se debe comprar electricidad y por tanto mantener la confiabilidad del sistema.

Fallas de la Demanda

Es necesaria una intervención y

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Fallas de la Demanda

• Podemos entonces fijar un precio techo en el mercado mayorista, por ejemplo 300$us/MWh. • O el precio de la máquina más cara del sistema,

a la temperatura media, actualmente es de 38.91 $us/MWh para el bloque de punta que incluye la Reserva Rodante de 10%.

• Con Reserva del 19% en el Bloque Bajo es de 43.05 $us/MWh

• Su precio sin Reserva, a plena capacidad es de 35.11 $us/MWh Oferta y Demanda Mayo/2005 - Octubre/2005 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 0 100 200 300 400 500 600 US $ /M W h 13.1

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Oferta y Demanda Mayo - Octubre/2006 18.00 33.80 35.11 17.80 17.73 15.77 15.33 13.24 14.26 12.09 11.33 10.26 10.23 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 MW Ofertados US $ /M W h 15.29

Fallas de la Demanda

• El nivel techo será el apropiado?

• El nivel será el óptimo para la sociedad en su conjunto (empresas y

consumidores)?

• Se debe buscar fijar un techo que sea:

– óptimo

– fomente la inversión

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Fallas de la Demanda

• Al tratarse de un mercado netamente competitivo, esta intervención debe ser la mínima posible.

• Cuál es la política de intervención de precios que:

– Permite la menor intervención en los precios al mercado

– Produce un aceptable nivel de confiabilidad en el sistema?

– Establezca un techo óptimo?

Fallas de la Demanda

Establecer el Precio Techo del Mercado

igual al VOLL

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Value

of

Lost

Load

VOLL

• Este valor representa el Costo de Falla. • Representa cuanto todos los

consumidores del SIN están dispuestos a pagar para tener electricidad con un determinado nivel de confiabilidad.

• Es un valor que se determina a través de métodos directos e indirectos y que debe representar al conjunto de los

consumidores (residenciales, comerciales industriales).

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Nivel Óptimo de Confiabilidad de Suministro Nivel de Confiablidad $us C Óptima Confiabilidad ENS K ∂ ∂ = − Óptima Confiabilidad Conf. K ∂ ∂I = C() Costo de falta de confiabilidad de suministro CSN: Costo Social Neto de Confiabilidad.

I() ConfiabilidadCosto de Inversiones para abastecer la demanda con confiabilidad.

Nivel Óptimo de Confiabilidad

VOLL

• El Costo Marginal de mejorar la confiabilidad de suministro aumenta a medida que el nivel de inversiones aumenta.

• Cuanto mayor sea el nivel de confiabilidad de suministro, más costará mejorarla.

• Para un nivel inferior al Nivel Óptimo, el CMg será siempre inferior a K y existirán incentivos a invertir, ya que los beneficios serán mayores a la inversión a realizarse.

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VOLL

• El beneficio marginal que obtienen los clientes por la mejora de confiabilidad de suministro, decrece a medida que la confiabilidad aumenta. • Si el nivel de confiabilidad es inferior al Nivel

Óptimo, el beneficio marginal será siempre superior a K y existirá por parte de los clientes incentivos a pagar más para que mejore la confiabilidad de suministro.

• Desde el punto de vista social, es rentable invertir hasta llegar al Nivel Óptimo, a partir del cual el costo de mejorar es superior al beneficio que se obtiene.

VOLL

• Para fijar este valor se debe tener en consideración:

1. El valordel VOLL, lo cual da la magnitud del

precio pico

2. Cuándose activará dicho valor, lo cual

indirectamente da la duración de estos valores • Estos valores deben ser fijados por el

normador y/o regulador y constituyen parte de la política de confiabilidadconfiabilidade inversionesinversiones.

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VOLL

VALOR:

• El VOLL adoptado en varios países tiene diversos valores de acuerdo con las

preferencias de los consumidores y su

disposición a pagar para contar con suministro de electricidad.

• Se fijó recientemente en Holanda en 8000 $us/MWh

• Tiene el valor de 16000 $us/MWh en Australia • Tiene un valor escalonado en Brasil que va

desde 600 hasta 2000 $us/MWh

• En Bolivia se adoptó el valor de 1500 $us/MWh

VOLL

DURACI

DURACIÓÓN:N:

• Determinada por la condición de activación de este precio.

• Generalmente se activa cuando la demanda supera la oferta y el Operador del Sistema va a cortar carga.

• Este es el punto de indiferencia, al usuario le da lo mismo que le corten el suministro o pagar el valor del VOLL el cual está “dispuesto a

(17)

Price

Spikes

Price

Spikes

• Los Price Spikes son el resultado de

aplicar la política anterior en un Mercado de Solamente Energía (para el caso de análisis).

• Son precios sumamente elevados que ocurren reflejando la escasez de oferta en el mercado.

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(19)

Western Systems Coordinating Council (WSCC)

Price

Spikes

• Al fijar estos precios tan elevados ante la escasez, qué gana el generador?

(20)

Price

Spikes

• En un mercado competitivo, el Precio está fijado por el Costo Marginal del Sistema.

• La teoría económica indica que el óptimo ocurre cuando el precio de un bien o servicio en el mercado, es el Costo Marginal del mismo.

Price

Spikes

• Los costos totales son: CT = CF + CV

• El Costo fijo no cambia aún cuando la producción es cero.

• Las empresas no tienen control sobre los costos fijos en el corto plazo, por esto a veces se los llama irrecuperables.

(21)

Price

Spikes

• Los Costos Variables (CV) son los

costos que solo varían con el nivel de producción.

• El costo de la producción adicional

depende directamente de los insumos que se requerirán y su costo correspondiente. • En los análisis económicos se considera

ya que la utilidad ya está considerada dentro de los Costos.

Price

Spikes

• El Costo Marginal es el incremento del Costo Total como resultado de la

producción de una unidad adicional de producto. • El CMg se define: q CV q CF q CT CMg ∂ ∂ + ∂ ∂ = ∂ ∂ = q CV CMg ∂ ∂ =

(22)

Price

Spikes

• El hecho de enfocar los costos en el “margen” es una forma de examinar los costos variables.

• Los CMg reflejan los cambios en los costos variables porque se modifican cuando cambia la producción (no así los CF).

Price

Spikes

• Por tanto, los Costos Marginales CMg

solo recuperan los Costos Variables de

los Generadores, y no así los Costos Costos

Fijos

Fijos.

• Y cómo recuperan entonces los generadores sus Costos Fijos?

(23)

Price

Spikes

HIDRO TÉRMICA demanda Esta máquina Marca precio

Price

Spikes

Costo Variable $us/MWh Unidad cuyo Precio es el CMg del Sistema Costo Variable $us/MWh Renta Inframarg. $us/MWh Unidad cuyo Precio es INFERIOR al CMg del Sistema Renta Inframarg. $us/MWh Costo Variable $us/MWh Recup. de los Costos Fijos $us/MWh Price Spike Costo Variable $us/MWh Recup. de los Costos Fijos $us/MWh

(24)

Price

Spikes

• Por tanto, la forma que tiene los generadores de recuperar sus Costos Fijos en el Largo Plazo es a través de los Price Spikes.

• Los valores tanto en magnitud como indirectamente la duración, son fijados normativa y regulatoriamente, de a cuerdo a la política diseñada de intervención de precios.

Price

Spikes

Ó

ptimos

para las Unidades de

Punta

(25)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• Consideremos el ejemplo de un sistema con dos tecnologías:

– Base – Punta

• Se muestran las curvas de costos

promedios para ambas tecnologías para

cierta capacidad utilizada.

Price

Spikes

Ó

ptimos

18 12 Unidad de Base 30 6 Unidad de Punta Costo Variable US$/MWh Costo Fijo US$/MWh

(26)

Curvas de Costos Fijos y Variables de Unidades de Base y de Punta (Screening Curves) 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Capacidad Instalada en p.u.

US

$

/M

W

h

Unidad Punta Unidad Base

Li H i t l Li V ti l

Price

Spikes

Ó

ptimos

• Las curvas muestran que la tecnología de base es más barata para cargas que tienen duración mayor a 0.5.

• La tecnología de punta es más barata para cargas que tienen un factor de carga inferior a 0.5.

• Si ahora consideramos la demanda en este sistema:

(27)

Price

Spikes

Ó

ptimos

Curvas de Demanda Curvas de Demanda Q_d= 400 MW Q_d= 800 MW 18 $us/MWh 1000 $us/MWh Precio Cantidad 30 $us/MWh

Price

Spikes

Ó

ptimos

Plantas de Base Plantas de Base 0.5 1.0 400 MW 800 MW Demanda Duración 600 MW Plantas de Punta Plantas de Punta DPS Ecuación de la recta: y = - 400x + 800

(28)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• De acuerdo a las curvas de Costos y a la de oferta y demanda, la demanda de 400 MW se cubre con la tecnología de base y se presenta permanentemente. • Cabe determinar, de los 400 restantes, que parte se abastece con la tecnología de base y que parte con la tecnología de punta.

• La Curva de Duración de Carga es una recta que conecta los puntos (Duración, MW):

– (x1,y1) = (1, 400) – (x2,y2) = (0, 800)

• La ecuación es y = - 400x + 800

• Para el valor de duración 0.5, intersección de ambas tecnologías, el valor de y = 600 MW

Price

Spikes

Ó

ptimos

Solución Tradicional

• A veces, regulatoriamente, la solución sería utilizar los costos medios de ambas tecnologías.

• Construir suficiente generación para abastecer los 800 MW de demanda de punta y utilizar las curvas para determinar las capacidades óptimas de cada tecnología.

• De las curvas de costo de las plantas, observamos que el punto de corte ocurre en el Fc = 0.5

• Con este factor de carga ingresamos en la curva de duración de carga y obtenemos el valor de 600 MW.

(29)

Price

Spikes

Ó

ptimos

Solución Tradicional

• La solución tradicional, determina el valor óptimo de la capacidad de base.

• Pero, determina una capacidad elevada para la tecnología de punta.

• Tradicionalmente, los reguladores han fijado el precio medio de ambas tecnologías.

• Por tanto, el precio a pagar por la punta será menor que el pagado a cada tecnología.

• La demanda de punta será mayor a la prevista y que el óptimo social.

Price

Spikes

Ó

ptimos

Solución Óptima

• La solución óptima es la misma que la solución anterior, excepto que toma en cuenta:

– El costo elevado de abastecer la punta. – La disposición a pagar por el servicio.

• La duración de la punta (plana) es D_P, lo que

significa que ese tiempo los precios del mercado serán superiores al precio variable de la unidad de punta.

• El Costo Fijo (de la unidad de punta) es de 6

$us/MWh) y su recuperación de los CF depende de cuantas horas trabaja en el periodo anual.

(30)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• El Costo Variable (de la unidad de punta) es de 30 $us/MWh) y su recuperación ocurre siempre que la misma funcione normalmente en el mercado.

• Por tanto, depende del número de horas en el año de que dicha unidad recupere la cuota anual de sus Costos Fijos. PSpike

R

=

PUNTA

CF

D_PUNTA 1.0 18 $us/MWh Precio Duración 1000

$us/MWh _{Renta de los Price Spikes}

30 $us/MWh

Renta Inframarginal para Generadores Base

(31)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• La renta que obtienen las unidades de punta debido a los Price Spikes, que les permite recuperar sus Costos Fijos, son:

PSpike R = PUNTA CF PS

D

*

)

30 1000

(

CF

_PUNTA

=

−

% 62 . 0 0062 . 0 970 6 ₌ ₌ = PS D PS D * ) 30 1000 ( 6 = −

Price

Spikes

Ó

ptimos

• El resultado indica que dada la demanda esperada, la oferta existente y las dos tecnologías

consideradas, los Price Spikes se presentarán en 0.62% de las horas del año, es decir en 54 horas. • Si se va a instalar una planta de punta que opere

(32)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• De los datos de la Curva de Duración de Carga, se obtiene que el valor que corresponde a 54 horas, es de 2.5 MW.

• En la ecuación anterior y = - 400x +800 si reemplazamos el valor de 0.0062, obtenemos: • y = 797.5 MW, lo que indica que las 54 horas

representan 800 – 797.5 = 2.5 MW Plantas de Base Plantas de Base 0.5 1.0 400 MW 800 MW Demanda Duración 600 MW Plantas de Punta Plantas de Punta DPS Ecuación de la recta: y = - 400x + 800 Plantas de Base Plantas de Base 0.5 1.0 400 MW 800 MW Demanda Duración 600 MW Plantas de Punta Plantas de Punta DPS Ecuación de la recta: y = - 400x + 800

Price

Spikes

Ó

ptimos

• Ahora si consideramos una unidad de base:

PSpike R = BASE CF PUNTA BASE PUNTA PUNTA CV CV D CF ( )* CF_BASE = + − 5 . 0 ) 18 30 ( 6 12 = − − = PUNTA D PUNTA D * ) 18 30 ( 6 12 = + −

(33)

Price

Spikes

Ó

ptimos

• La unidad de base no solo recibe la remuneración

correspondiente al área D_PS, sino también el área

D_PUNTA, con lo cual recupera sus Costos Fijos de

forma óptima.

Dise

(34)

Dise

ñ

o de Mercados

• Los Price Spikes traen consigo algunos

problemas:

– Ejercicio de Poder de Mercado de los Generadores – Precios sumamente elevados y “mal vistos” social y

políticamente

– Falta de respuesta adecuada de la demanda – Falta de Reservas en general y por tanto de

confiabilidad y seguridad.

– Varios cortes de carga y blackouts antes de la inversión de los generadores.

– Ciclos de auge y escasez de la inversión en la suficiencia a largo plazo.

Dise

ñ

o de Mercados

Como paliar estos valores tan elevados?

• Los “Price Spikes” forman un área determinada bajo la curva de los precios en el Largo Plazo. • Se puede realizar un diseño menos óptimo que:

– Establezca un precio techo menor que el VOLL, dependiendo de la valoración de costos políticos, sociales, etc.

– Indirectamente se acepta que estos precios techo menores estarán presentes por más tiempo. – Se mantenga el área de los Price Spikes, lo que

permitirá recuperar los Costos Fijos a los Generadores.

(35)

Dise

ñ

o de Mercados

Como paliar estos valores tan elevados?

• Otra forma consiste en introducir:

– Pagos por Capacidad – Pagos por Disponibilidad

Dise

ñ

o de Mercados

• La meta en todo diseño es mantener el

nivel correcto promedio de Capacidad Instalada.

• Además se debe cuidar de la fluctuación de los niveles de Capacidad Instalada. • Si las fluctuaciones son elevadas,

entonces se introduce un riesgo y se obtienen soluciones “subóptimas”.

(36)

Dise

ñ

o de Mercados

• Ya sea en los mercados de solo energía o en los mercados que pagan la Capacidad, se debe considerar que las unidades de punta, recuperen sus costos (variables y fijos).

• Por qué las unidades de punta?

Porque son las que menor tiempo operan en el sistema, y por tanto, para que existan y operen, se debe garantizar su

remuneración.

Dise

ñ

o de Mercados

• En los mercados de solo energía se debe cuidar que en el tiempo que operan, recuperen sus costos.

• Esto puede significar:

– Price Spikes elevados durante sus horas de operación al año.

– Price Spikes menores pero con mayor duración en el año.

• Si existe ausencia de los Price Spikes, entonces esta unidad no podrá recuperar sus costos fijos.

(37)

Dise

ñ

o de Mercados

• En los mercados con pagos por

capacidad también se debe cuidar que en el tiempo que operan, recuperen sus costos.

• Recibirán un pago de capacidad con el consiguiente hecho de que el mercado

tendrá un precio techo menor al VOLL.

Dise

ñ

o de Mercados

• En los Mercados con Capacidad se

debe considerar:

a) Si es un Mercado de Precios, la Unidad de Punta recuperará sus costos a través del pago de Capacidad combinado con los Price Spikes (cuyo valor límite es definido por la regulación).

(38)

Dise

ñ

o de Mercados

• En los Mercados con Capacidad se

debe considerar:

b) Si es un Mercado de Costos, la Unidad de Punta recuperará sus costos

solamente a través del pago de capacidad, siendo nulos los “Price Spikes”.

Dise

ñ

o de Mercados

• En este análisis no intervino la Reserva de Capacidad de un sistema, destinada a dotar de mayor confiabilidad y seguridad de abastecimiento a los usuarios, ante contingencias o mantenimientos.

(39)

Curvas del Sistema

Boliviano

Curva de Duración de Carga 2004 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 kW

(40)

Curva de Duración de Carga 2005 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 Horas kW 8760

Curva de Duración de Carga Periodo Seco 2004 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 kW

(41)

Curva de Duración de Carga Periodo Seco 2005 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 800,000 Horas kW 4416

Comparaci

ó

n

(42)

Curva de Duración de Carga Periodo Seco 2004 y 2005 0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000 600,000 700,000 800,000 Horas kW 4416

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2004 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 -04 -04 -04 -04 -04 -04 l-04 -04 -04 -04 -04 4 l-04 -04 -04 4 l-04 40l- -04 4 -04 l-04 4l-0 -04 -04 -04 -04 -04 -04 -04 -04 4 -04 -04 -04 4 -04 -04 -04 -04 -04 04 04 4 04 -04 -04 -04 -04 $u s/ M W h CMg Horario 2004

(43)

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2004 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 2 2 -S ep-04 1 1 -M ay -0 4 0 1 -S ep-04 23-J u l-0 4 22-J u l-0 4 22-J u l-0 4 21-J u l-0 4 23-J u l-0 4 11 -F e b -04 1 2 -M ay -0 4 2 2 -S ep-04 1 1 -M ay -0 4 23-J u l-0 4 1 1 -M ay -0 4 1 7 -M ay -0 4 2 2 -S ep-04 22-J u l-0 4 0 6 -S ep-04 16-J an-04 22-J u l-0 4 2 0 -A ug-04 16-A p r-04 16-A p r-04 1 5 -M ay -0 4 21-J u l-0 4 1 3 -M ay -0 4 3 1 -M ay -0 4 1 4 -M ay -0 4 1 7 -M ay -0 4 1 2 -M ar-0 4 1 3 -A ug-04 1 3 -M ay -0 4 3 1 -M ay -0 4 09-J un-04 16-A p r-04 22-J u l-0 4 20-J u l-0 4 1 4 -M ay -0 4 1 9 -M ar-0 4 20-J un-04 17 -F e b -04 2 3 -S ep-04 $us /M W h CMg Horario 2004

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2005 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 $u s /M W h CMg Horario 2005

(44)

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2005 0.000 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 60.000 70.000 1 7 ₁₃ ₁₉ ₂₅ ₃₁ ₃₇ ₄₃ ₄₉ ₅₅ ₆₁ ₆₇ ₇₃ ₇₉ ₈₅ ₉₁ ₉₇ 10 3 10 9 11 5 12 1 12 7 13 3 13 9 14 5 15 1 15 7 16 3 16 9 17 5 18 1 18 7 19 3 19 9 20 5 21 1 21 7 22 3 22 9 23 5 24 1 24 7 $us /M W h CMg Horario 2005

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2005 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 1 15 3 30 5 45 7 60 9 76 1 91 3 10 65 12 17 13 69 15 21 16 73 18 25 19 77 21 29 22 81 24 33 25 85 27 37 28 89 30 41 31 93 33 45 34 97 36 49 38 01 39 53 41 05 42 57 44 09 45 61 47 13 48 65 50 17 51 69 53 21 54 73 56 25 57 77 59 29 60 81 62 33 63 85 65 37 66 89 68 41 69 93 71 45 72 97 $u s/ M W h CMg Horario 2005

Curva de Duración de Precios CMg Horario 2004 0.000 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 22-S e p-04 15-J a n-04 18-S e p-04 16-S e p-04 29-M a y -04 16-S e p-04 04-J u l-04 20-S e p-04 17-S e p-04 05-S e p-04 27-J u n-04 15-O ct-04 27-J u l-04 09-J u n-04 07-M a y -04 09-O ct-04 02-J u l-04 27-J u l-04 09-M a y -04 02-O ct-04 13-J u n-04 25-J u l-04 06-J u l-04 16-J u n-04 26-J u n-04 16-M a y -04 04-M a y -04 14-S e p-04 28-A u g-04 06-A u g-04 19-S e p-04 02-O ct-04 17-F e b-04 20-J a n-04 07-D e c-04 21-M ar-0 4 29-N o v -04 12-F e b-04 16-F e b-04 17-F e b-04 17-F e b-04 28-A pr-0 4 21-A pr-0 4 20-M ar-0 4 17-A pr-0 4 21-J a n-04 11-J a n-04 31-J a n-04 14-F e b-04 $u s/ M W h CMg Horario 2004

Comparaci

ó

n

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Precios Semanales - 2004 4.279 4.507 3.964 3.739 4.546 3.879 5.242 8.889 7.659 6.278 5.742 6.978 7.224 9.391 6.509 9.059 7.207 5.029 4.455 3.798 4.663 5.683 6.902 4.184 3.974 5.776 6.525 3.669 4.186 9.751 10.392 6.368 5.961 5.716 6.865 5.382 5.058 3.858 4.950 5.745 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 03-J a n -04 10-J a n -04 17-J a n -04 24-J a n -04 31-J a n -04 07-F e b -04 14-F e b -04 21-F e b -04 28-F e b -04 06-M a r-0 4 13-M a r-0 4 20-M a r-0 4 27-M a r-0 4 03-A p r-04 10-A p r-04 17-A p r-04 24-A p r-04 01-M a y -04 08-M a y -04 15-M a y -04 22-M a y -04 29-M a y -04 05-J u n -04 12-J u n -04 19-J u n -04 26-J u n -04 03-J u l-04 10-J u l-04 17-J u l-04 24-J u l-04 31-J u l-04 07-A u g -04 14-A u g -04 21-A u g -04 28-A u g -04 04-S e p -04 11-S e p -04 18-S e p -04 25-S e p -04 02-O c t-04 09-O c t-04 16-O c t-04 23-O c t-04 30-O c t-04 06-N o v -04 13-N o v -04 20-N o v -04 27-N o v -04 04-D e c -04 11-D e c -04 18-D e c -04 25-D e c -04 C M g en $u s/ M W h Precios Semanales - 2005 5.075 6.713 5.231 3.790 4.668 5.954 7.340 8.770 14.815 18.826 13.591 17.922 16.946 15.549 14.571 13.071 14.155 15.346 17.186 18.476 25.171 20.532 18.803 16.307 18.384 19.793 13.772 14.752 13.447 _13.145 12.410 16.799 16.385 16.759 13.330 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 15.000 16.000 17.000 18.000 19.000 20.000 21.000 22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 27.000 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 05 C M g e n $u s/MW h

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Comparaci

ó

n

Precios Semanales - 2005 5.075 6.713 5.231 3.790 4.668 5.954 7.340 8.770 14.815 18.826 13.591 17.922 16.946 15.549 14.571 13.071 14.155 15.346 17.186 18.476 25.171 20.532 18.803 16.307 18.384 19.793 13.772 14.752 13.447 13.145 12.410 16.799 16.385 16.759 13.330 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 15.000 16.000 17.000 18.000 19.000 20.000 21.000 22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 27.000 01/ 01/ 05 08/ 01/ 05 15/ 01/ 05 22/ 01/ 05 29/ 01/ 05 05/ 02/ 05 12/ 02/ 05 19/ 02/ 05 26/ 02/ 05 05/ 03/ 05 12/ 03/ 05 19/ 03/ 05 26/ 03/ 05 02/ 04/ 05 09/ 04/ 05 16/ 04/ 05 23/ 04/ 05 30/ 04/ 05 07/ 05/ 05 14/ 05/ 05 21/ 05/ 05 28/ 05/ 05 04/ 06/ 05 11/ 06/ 05 18/ 06/ 05 25/ 06/ 05 02/ 07/ 05 09/ 07/ 05 16/ 07/ 05 23/ 07/ 05 30/ 07/ 05 06/ 08/ 05 13/ 08/ 05 20/ 08/ 05 27/ 08/ 05 03/ 09/ 05 10/ 09/ 05 17/ 09/ 05 24/ 09/ 05 01/ 10/ 05 08/ 10/ 05 15/ 10/ 05 22/ 10/ 05 29/ 10/ 05 05/ 11/ 05 12/ 11/ 05 19/ 11/ 05 26/ 11/ 05 03/ 12/ 05 10/ 12/ 05 17/ 12/ 05 24/ 12/ 05 C M g en $u s/ M W h Precios Semanales - 2004 4.279 4.5073.964 3.739 4.546 3.879 5.242 8.889 7.659 6.278 5.742 6.978 7.224 9.391 6.509 9.059 7.207 5.029 4.455 3.798 4.663 5.683 6.902 4.184 3.974 5.776 6.525 3.669 4.186 9.751 10.392 6.368 5.961 5.716 6.865 5.382 5.058 3.858 4.950 5.745 0.000 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 10.000 11.000 12.000 13.000 14.000 15.000 16.000 17.000 18.000 19.000 20.000 21.000 22.000 23.000 24.000 25.000 26.000 27.000 03-J an-04 10-J an-04 17-J an-04 24-J an-04 31-J an-04 07-F eb-04 14-F eb-04 21-F eb-04 28-F eb-04 06-M ar-04 13-M ar-04 20-M ar-04 27-M ar-04 03-A pr-04 10-A pr-04 17-A pr-04 24-A pr-04 01-M a y-04 08-M a y-04 15-M a y-04 22-M a y-04 29-M a y-04 05-J un-04 12-J un-04 19-J un-04 26-J un-04 03-J u l-04 10-J u l-04 17-J u l-04 24-J u l-04 31-J u l-04 07-A ug-04 14-A ug-04 21-A ug-04 28-A ug-04 04-S ep-04 11-S ep-04 18-S ep-04 25-S ep-04 02-O ct-04 09-O ct-04 16-O ct-04 23-O ct-04 30-O ct-04 06-Nov -04 13-Nov -04 20-Nov -04 27-Nov -04 04-Dec -04 11-Dec -04 18-Dec -04 25-Dec -04 CM g en $u s/ M W h Precios Mensuales - 2004 4.355 7.007 8.081 6.131 4.221 3.966 8.065 6.106 7.342 4.439 4.986 4.202 5.745 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000 C M g en $u s/ M W h

(47)

Precios Mensuales - 2005 5.497 4.086 8.943 15.788 16.041 14.436 17.122 19.929 17.268 14.570 12.311 13.331 13.330 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 CM g en $us /MWh

Comparaci

ó

n

Precios Mensuales - 2005 5.497 4.086 8.943 15.788 16.041 14.436 17.122 19.929 17.268 14.570 12.311 13.331 13.330 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 CM g en $u s/ M W h Precios Mensuales - 2004 4.355 8.065 6.131 4.986 6.106 4.439 8.081 7.007 7.342 3.966 4.202 4.221 5.745 3.000 5.000 7.000 9.000 11.000 13.000 15.000 17.000 19.000 21.000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 CM g en $u s/ M W h

(48)

0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 V ec es q u e s e p res en ta en f o rm a H o rar ia e n el 200 4 Rango de Precios Histograma de Precios 2004 Serie13,858 584 2,561584 78 119 97 647 28 30 18 50 37 31 27 22 0 5 7 1 3.5 - 4 4.1 - 5 5.1 - 6 6.1 - 7 7.1 - 8 8.1 - 9 9.1 - 10 10.1 - 11 11.1 - 12 12.1 - 13 13.1 - 14 14.1 - 15 15.1 - 16 16.1 - 17 17.1 - 18 18.1 - 19 19.1 - 20 20.1 - 30 30.1 - 40 40.1 - 50 0 5 0 0 1 , 0 0 0 1 , 5 0 0 2 , 0 0 0 2 , 5 0 0 Ve ces q u e se p res en ta e n f o rm a H o ra ri a en el 20 05 R a n g o d e P r e c i o s H i s t o g r a m a d e P r e c i o s - 2 0 0 5 S e r i e 1 1 , 6 5 4 4 5 9 1 2 8 6 1 7 5 1 1 1 5 6 6 8 8 9 3 1 8 3 7 2 1 , 7 2 9 3 8 1 9 5 4 6 3 8 4 7 3 6 9 1 1 1 1 2 5 6 8 2 3 . 5 - 44 . 1 - 55 . 1 - 66 . 1 - 77 . 1 - 88 . 1 - 9 9 . 1 - 1 0 1 0 . 1 - 1 1 1 1 . 1 - 1 2 1 2 . 1 - 1 3 1 3 . 1 - 1 4 1 4 . 1 - 1 5 1 5 . 1 - 1 6 1 6 . 1 - 1 7 1 7 . 1 - 1 8 1 8 . 1 - 1 9 1 9 . 1 - 2 0 2 0 . 1 - 3 0 3 0 . 1 - 4 0 4 0 . 1 - 5 0 5 0 . 1 - 8 0 0.0% 5.0% 10.0% 15.0% 20.0% 25.0% 30.0% 35.0% 40.0% 45.0% V ece s q u e se p re sen ta en f o rm a H o rar ia en el 20 0 4 Rango de Precios Frecuencia de Precios 2004 Serie1 43.9% 6.6% 29.2% 6.6% 0.9% 1.4% 1.1% 7.4% 2.9% 3.5 - 4 4.1 - 5 5.1 - 6 6.1 - 7 7.1 - 8 8.1 - 9 9.1 - 10 10.1 - 11 11.1 - 50 0 . 0 % 5 . 0 % 1 0 . 0 % 1 5 . 0 % 2 0 . 0 % 2 5 . 0 % 3 0 . 0 % 3 5 . 0 % 4 0 . 0 % 4 5 . 0 % Veces q u e se p resen ta en f o rm a Ho ra ri a en el 2005 F r e c u e n c i a d e P r e c i o s - 2 0 0 5

(49)

Reservas y Confiabilidad

• El mercado proporciona generalmente un parque para el abastecimiento de la

demanda, pero no considera la seguridad del sistema y la confiabilidad.

• Para ello, el Operador del Sistema hace los requerimientos necesarios para

abastecer el sistema de forma “confiable” y “segura”.

• Esto significa un parque generador adicional.

(50)

Reservas y Confiabilidad

• El sistema eléctrico sufre disturbios comunes

como ser:

– Salida forzada de líneas de transmisión – Salida forzada de unidades de generación – Corto circuitos

• Tales eventos se denominan contingencias • Ocasionan una disminución de generación y

desbalance entre la oferta y la demanda.

• Ocasionan la caída de la frecuencia y el voltaje.

Reservas y Confiabilidad

• Dependiendo del nivel de caída de

frecuencia y tensión se verá la necesidad o no de cortar carga.

• Por lo tanto, y para no perder el balance oferta-demanda del sistema, son necesarias

una serie de Reservas Operativas.

• Estas Reservas Operativas son diferentes a las Reservas Planeadas o Programadas, que son las que dan el balance oferta-demanda tradicional.

(51)

Reservas y Confiabilidad

• La remuneración de este parque adicional no debe distorsionar el mercado

principal.

• Las Reservas se pueden catalogar para:

– Reserva Primaria – Reserva Secundaria – Reserva Rodante

– Reserva para mantener la confiabilidad

Reservas y Confiabilidad

• Estas reservas deben ser determinadas de acuerdo con las políticas de seguridad y confiabilidad.

• Ejemplo:

– USA determina de acuerdo con lo establecido por NERC, una Reserva rodante y Parada de aprox. un 10% de la demanda.

– Bolivia determina una Reserva Rodante de 15% promedio (de generación) y Reserva Parada de 7.5%, dando un total en el Bloque Alto de 17.5% para seguridad de Áreas y del Sistema (del Parque Generador de Potencia Firme).

(52)

Reservas y Confiabilidad

• Debido a las fallas de la demanda, el mercado no puede operar por sí solo. • Requiere una intervención y política

regulatoria de precios que combine la energía en tiempo real, las reservas operativas, y la capacidad instalada.