Estructura y funciones de un operador independiente

Transcripción

1 Estructura y funciones de un operador independiente Alumnos: Juan Pablo Avalos Roger M. Mellado Profesor Guía: Hugh Rudnick V. Facultad de Ingeniería Pontificia Universidad Católica De Chile MAYO DE 2012

2 TEMARIO: ESTRUCTURA Y FUNCIONES DE UN OPERADOR INDEPENDIENTE CONTENIDO DEL INFORME 1 ITRODUCCIÓ PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA OBJETIVOS Objetivo general: Objetivos específicos: ALCANCES DEL TRABAJO ESQUEMAS DE ORGAIZACIÓ E LA IDUSTRIA ELÉCTRICA MODELOS DE ORGANIZACIÓN DE MERCADO Modelo Pool Modelo de Contratos Bilaterales Físicos LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO Operador Independiente del Sistema (ISO) Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO) OBJETIVOS Y FUNCIONES DE LOS OPERADORES ALTERNATIVAS Y MODELOS EXISTENTES AÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES E EL MUDO CASO CHILE: CDEC CASO NYISO CASO PJM CASO XM CASO ERCOT CASO OMEL COTEXTO CHILEO PARA EL OPERADOR DEL SISTEMA MARCO REGULATORIO ANÁLISIS DE LAS RECOMENDACIONES ELABORADAS POR EL CADE BECHMARKIG DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LOS ORGAISMOS 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 COCLUSIOES Y PROPOSICIOES DE MEJORAMIETO PARA EL CDEC CHILEO 92 BIBLIOGRAFÍA

3 1 INTRODUCCIÓN La desregulación de los mercados eléctricos, tiene como objetivo incrementar participación del sector privado y con ello, la competencia por el abastecimiento de los consumidores finales. Para viabilizar esto, resulta imprescindible la separación de los sectores de la industria, y en particular, la propiedad y administración del sector generación, de la propiedad y administración del sector transmisión. Con la desintegración, se crea una serie de actores en cada uno de los sectores de la industria, donde cada uno se ocupa de actividades específicas, que atendiendo a su carácter privado, buscan maximizar el beneficio económico. Lo anterior, en un contexto de grandes sistemas eléctricos interconectados. Surge entonces, la necesidad de realizar la operación del sistema y del mercado, de tal forma que respetando el marco regulatorio vigente, permita a los agentes del desarrollar sus negocios, en un ambiente no discriminatorio, confiable, y transparente, entre otras características. Esta operación del sistema y del mercado, es asignada a un ente específico, cuya labor constituye la piedra angular del desarrollo de las actividades de los agentes en el mercado. Diversos modelos han sido adoptados para realizar la labor del operador, con características que varían notablemente de país a país. EEUU ha concebido un modelo basado en un operador independiente, con activos y autonomía. En el Reino Unido, se adoptó un modelo en el que en un principio la labor de la operación se asignó al propietario de las redes de transmisión. En otros países, la operación reside en un órgano, que se encarga tanto de la operación del sistema como del mercado, el que puede de carácter privado, estatal o de una combinación de ambos. 1.1 Planteamiento del Problema Concordante con lo anterior, el presente estudio busca realizar una comparación de los distintos esquemas de organización del operador del sistema en la industria eléctrica y sobre la base de parámetros internacionales, identificar puntos de mejora y factores críticos del modelo chileno, residente en el Centro de Despacho Económico de Carga. 2

4 1.2 Objetivos Objetivo general: Realizar un análisis crítico de los modelos de organización del operador del sistema en la industria eléctrica, identificando con ello puntos de mejora y factores críticos del modelo chileno Objetivos específicos: Realizar un análisis y descripción conceptual de los esquemas de organización de la industria eléctrica. Analizar experiencias internacionales de los modelos de operadores del sistema implementados en distintos países del mundo. Analizar el contexto chileno para el operador del sistema eléctrico. Desarrollar un benchmarking de las características de los organismos que realizan la operación de los sistemas eléctricos analizados. Aportar elementos, conclusiones y proposiciones de mejoramiento para el CDEC chileno. 1.3 Alcances del trabajo El desarrollo de este trabajo implica desarrollar una revisión de los principales conceptos teóricos asociados con la organización de la industria eléctrica, centrada en las actividades del operador del sistema y del mercado. En este sentido, para el logro de los objetivos, la presente investigación contempla el análisis de la experiencia internacional de algunos mercados pre-definidos, el estudio acabado de la experiencia chilena, del marco regulatorio chileno, de las propuestas de las críticas realizadas por los incumbentes y de la Comisión Asesora para el Desarrollo Eléctrico (CADE). A partir de lo indicado, se realizara una identificación de los aspectos más relevantes y proposiciones para su mejora. 3

5 2 ESQUEMAS DE ORGANIZACIÓN EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA 2.1 Modelos de Organización de Mercado El principal fundamento en el cual se basa la actividad competitiva de los mercados eléctricos es la existencia de un mercado mayorista organizado de energía eléctrica. Una de las condicionantes para la existencia de un mercado mayorista de electricidad es la coordinación entre los diversos participantes: generadores, empresas de transmisión y consumidores, requeridos para realizar el suministro de energía. Aunque cada sistema eléctrico desarrolla su modelo de coordinación de acuerdo a su situación particular, es posible distinguir dos modelos de organización de un mercado eléctrico que corresponden a dos paradigmas o formas de entender el mercado de la electricidad. El modelo bilateral se basa en la idea que la eficiencia económica en el mercado (señal de precio eficiente) se logra a través de transacciones bilaterales directas entre los participantes mientras que el modelo Pool defiende la idea que debe existir un organismo (pool) el cual debe conducir al mercado a lograr la eficiencia económica. Una clasificación amplia es aquella que separa los mercados competitivos existentes en los que tienen una estructura centralizada y aquellos con un énfasis en la descentralización en la toma de decisiones [1]. La teoría ha concebido diversas formas de organización para un mercado eléctrico competitivo [2]. Las estructuras implementadas en la actualidad nacen de la nueva forma de concebir el sector, a través de la cual se puede identificar diversas actividades de naturaleza técnica y económica muy distintas, pero necesarias para suministrar la energía requerida por los consumidores del sistema. Las funciones del mercado mayorista que son centrales en esta diferenciación son las siguientes: Funciones del Operador del Sistema (OS). Son aquellas relacionadas con la operación y control del sistema eléctrico. Tienen por objetivo garantizar el correcto funcionamiento del sistema, bajo condiciones seguras y confiables, balanceando demanda y oferta de electricidad a través del despacho en tiempo real. Funciones del Operador del Mercado (OM). Se identifica dos grandes tipos claramente identificables: Operación económica: Optimización de los recursos de generación y transmisión. Consisten en las funciones relacionadas con el comercio de electricidad, planificación y selección de las transacciones de energía en diferentes horizontes de tiempo. Operación comercial: Administración del mercado. 4

6 La siguiente figura muestra la operación del sistema y la combinación de la operación económica y comercial, también conocida como la operación del mercado: FUNCIONES MERCADO MAYORISTA OPERACIÓN DE MERCADO OPERACIÓN DE SISTEMA OPERACIÓN COMERCIAL OPERACIÓN FÍSICA OPERACIÓN ECONÓMICA Figura N 1 Funciones del mercado mayorista. A partir de la identificación de estas actividades y su asignación a diferentes agentes del sistema, la implementación práctica del mercado mayorista adopta diversas formas. Entre las variantes particulares del sector eléctrico de cada país, se distinguen los modelos de organización mencionados anteriormente, el Modelo Pool y el Modelo de Contratos Bilaterales Modelo Pool Este modelo de operación confía a un único organismo, el Pool, las funciones de operador del sistema y operador del mercado mayorista, es decir, el Pool es el organismo encargado de realizar la operación económica, comercial y coordinar la operación física del sistema eléctrico. En este sentido, las funciones son realizadas por el operador de mercado y un operador de sistema [3, 4]. En el modelo Pool clásico, suministradores y consumidores no establecen relaciones comerciales directas entre ellos. Las compras y ventas de energía son determinadas y valorizadas por el OM, basándose en una optimización de los costos totales del sistema. Para ello, dependiendo del esquema elegido, suministradores y consumidores emiten ofertas o curvas de costos al OM. El plan de operación resultante es transferido a el o los OS, quienes verifican la factibilidad técnica del mismo. De esta forma, el OS realiza las correcciones necesarias al plan de operación y determina los servicios auxiliares requeridos. Para las distintas etapas del procedimiento anteriormente descrito, se definen fechas y horarios que deben ser respetados por todos los participantes del Pool [4]. En este modelo, la operación física de las unidades de generación está subordinada al despacho realizado por el Pool al determinar los precios spot. Los 5

7 generadores son despachados siempre y cuando el precio ofertado por cada uno de ellos sea inferior al precio spot. Los contratos bilaterales ente empresas de generación y clientes son contratos financieros, ya que la energía requerida por el cliente será suministrada por las empresas que fueron despachadas por el Pool. En caso que la energía generadora propietaria del contrato no entrase en servicio, ésta deberá recompensar a las empresas que proveyeron a su cliente, pagan la energía al precio spot Modelo de Contratos Bilaterales Físicos Este modelo, entrega la operación física del sistema: balance oferta-demanda en tiempo real, provisión de servicios complementarios y operación del sistema de transmisión, a un operador independiente del sistema (Independent System Operator). El ISO tiene además la responsabilidad de administrar la tarifa de transmisión. La operación económica es dejada a los propios agentes del sistema. Existe una bolsa de energía (Power Exchange o PX) la cual opera como corporación sin fines de lucro y posee la responsabilidad de proveer una instancia, con acceso abierto y no discriminatorio, donde los generadores y consumidores, en forma anónima, compran y venden energía a entregar en un futuro inmediato. Las transacciones en el PX se realizan mediante un mecanismo de ofertas, tanto de compra como venta, las cuales ofrecen un precio de acuerdo al nivel de energía. Una vez recibidas las ofertas, el PX construye las curvas de oferta y demanda para cada hora del día para realizar la casación, obteniendo de esta manera: las empresas de generación que entran en servicio; la cantidad de energía a generar por cada una de ellas; y el precio spot del sistema. Con esta información se elabora un programa de despacho el cual es enviado al ISO para que realice la verificación de la factibilidad de éste, considerando eventuales restricciones de transmisión. Por último la operación comercial se realiza como resultado de la operación física y de la operación económica. Una característica fundamental de este modelo es que los acuerdos entre agentes sirven de base al despacho de las unidades generadoras, esto es, se despacha la unidad contratada, no la de menor costo marginal como en el pool [3]. Mediante el contrato de abastecimiento de energía, el suministrador asegura la inyección en el sistema de la potencia especificada en un plan de operación. Por su parte, las cargas administradas por el consumidor que integra el contrato, deben orientar sus consumos a la potencia especificada en el plan de operación antes mencionado [4]. Los generadores y clientes no están obligados a transar en el PX. Existe la opción de de firmar contratos bilaterales físicos, los cuales permiten que unidades de generación entren en operación para abastecer directamente a sus clientes. Este tipo de contratos son recolectados por organismos conocidos como coordinadores 6

8 de programación (Sheduling Coordinators o SC) las cuales confeccionan un programa de generación que es finalmente enviado al operador del sistema para la verificación de factibilidad. Los contratos bilaterales físicos en un modelo ISO-PX cobran gran relevancia desplazando al PX a una labor de mercado residual. En el caso del sistema eléctrico Californiano, se estima que alrededor de un 80% de la energía producida es la transada a través de contratos bilaterales. Sin perjuicio de lo anterior, en un modelo de transacciones bilaterales puro, con sólo este tipo de acuerdos, no existe homogeneidad en las transacciones, ni tampoco existe seguridad respecto del valor en el precio de despeje del mercado [1]. Bajo este tipo de esquemas de organización, tanto compradores como vendedores de energía deben buscar en el mercado para descubrir precios por medio de publicidad, servicios de información proporcionados por entidades dependientes de los organismos reguladores y comparación de ofertas. En este sentido, una comparación con el modelo pool indica que este último permite ahorros importantes, porque evita la búsqueda de la oferta más conveniente. 2.2 La Operación del Sistema Eléctrico En una mirada global, existen dos opciones básicas para la operación del sistema, que son: Operador Independiente del Sistema (ISO, por sus siglas en inglés). Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO, por sus siglas en inglés) Operador Independiente del Sistema (ISO) a. Descripción: El ISO tiene responsabilidad de controlar el acceso y el uso de la red de transmisión, que hacen los generadores y los comercializadores [5]. La red de transmisión puede ser de propiedad de los generadores o comercializadores, pero el control en tiempo real de la operación es de responsabilidad del ISO. Esto, para garantizar que la propiedad de los activos de 7

9 transmisión no limita la libre competencia en el mercado ó facilita conductas anticompetitivas de los generadores o distribuidores integrados. Todos los operadores de sistema, por definición, realizan el control de la operación física del sistema del cual son responsables. Sin embargo, no todos manejan la gama completa de los mercados de la energía potencial que pueden existir en un modelo competitivo. Los mercados de la energía específicos, pueden ser conducidos por terceros (a menudo los subsidiarias de otros operadores del sistema) o no existir simplemente (por ejemplo. los mercados para financial transmission Rights ). En E.E.U.U. se ha seguido el modelo del Operador Independiente del Sistema (ISO), el cual también es conocido como Organización Regional de la Transmisión (RTO). b. Características y funciones del ISO La Comisión Regulatoria Federal de Energía de E.E.U.U. (FERC) ha definido el conjunto mínimo de características y funciones para el ISO/RTO (FERC Order 2000/1999): Independencia Configuración y alcance regional Autoridad operacional Confiabilidad a corto plazo En estricto rigor, el modelo ISO tiene dos acepciones: ISA (Independent Sheduling Administrator) que coordina las acciones de sistemas de transporte que siguen siendo operados por sus dueños e ISO que realiza la operación de forma independiente de los dueños de las redes. Los operadores de sistema pueden realizar un gran número de funciones, pero no necesariamente deben realizarlas todas para constituir un ISO. Las funciones mínimas son las siguientes: Administración y diseño tarifario Gestión de la congestión Parallel Path Flow Manejo y administración de los Ancillary Services Determinación de: Capacidad total de transmisión (TTC, sus siglas en inglés) y capacidad de transmission disponible (ATC, sus siglas en inglés) Monitoreo del Mercado. Planificación y Expansion Coordinación Interregional 8

10 2.2.2 Operador Independiente del Sistema de Transmisión (ITSO) a. Descripción Las redes eléctricas son el soporte físico del mercado, ya que ponen en contacto la oferta y demanda, siendo fundamentales para seguridad y calidad de suministro. Además, las redes facilitan la reposición del servicio, la gestión de excedentes regionales y facilitan la elección de emplazamientos. En el sector eléctrico la solución competitiva se realiza separando las actividades de transporte y distribución, que constituyen un monopolio natural y deben ser reguladas de la forma más eficiente, de la generación y la comercialización que, con derecho de acceso a las redes, pueden abrirse a la competencia. Dicho de otra forma, la segregación de las redes o de su operación del resto de las actividades es condición necesaria, pero no suficiente para el desarrollo de un mercado competitivo. En este contexto, surge un modelo de operación ITSO cuando existe, entidad (literamente una sola, o al menos claramente dominante; con o sin ánimo de lucro) que opera la red de transmisión de acuerdo a estándares de seguridad predefinidos y que a la vez, es propietaria de todos o gran parte de los activos que componen la red de transmisión. En Inglaterra y Gales se utilizó un modelo TSO para facilitar la competencia, con la creación de la National Grid Company (NGC). NGC es un operador de sistema independiente de transmisión (ITSO), propietario de la red. Esta propiedad fue posteriormente dividida ente los operadores regionales (RECs) [5]. b. Características y funciones del ITSO Las características que permiten reconocer la existencia de un ITSO, es cuando una entidad realizas las siguientes funciones: i. Efectúa la operación técnica de un sistema eléctrico, dado estándares de seguridad. 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 su mantenimiento están radicalmente segregados de los agentes que compiten en generación y comercialización. En el caso del ISO esta segregación se refiere solo a la operación del sistema. 9

11 2.3 Objetivos y funciones de los operadores Un objetivo común del ISO y del ITSO es que ambos buscan facilitar el incremento de las actividades comerciales, en el área sobre la cual tienen control. 2.4 Alternativas y modelos existentes De acuerdo a lo anterior, la operación física del sistema se puede resumir en los modelos que se muestran en la siguiente figura: Figura N 2 Modelos de operación física. Fuente: El libro de los 20 años, Redes Eléctricas de España En la siguiente figura, se muestran los modelos que han optado los países de la Unión Europea, donde destaca el modelo TSO. 10

12 Figura N 3 Modelos seleccionados por países de la Unión Europea.. 11

13 3 ANÁLISIS DE MODELOS DE OPERADORES EN EL MUNDO 3.1 Caso Chile: CDEC a. Descripción y Organización Tamaño del mercado bajo coordinación Existen en Chile cuatro sistemas eléctricos interconectados. El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) con un 28,06% de la capacidad instalada en el país; el Sistema Interconectado Central (SIC), con un 71,03% de la capacidad instalada en el país; el Sistema de Aysén que atiende el consumo de la Región XI con un 0,29% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la Región XII con un 0,62% de la capacidad instalada en el país. El Sistema Interconectado Central de la República de Chile, está constituido por los sistemas de transmisión y las centrales generadoras que operan interconectadas desde la rada de Paposo por el norte (Segunda región), hasta la isla grande de Chiloé por el sur (Décima región). Este Sistema, que es el mayor de los cuatro sistemas eléctricos que suministran energía al territorio chileno tiene una cobertura de abastecimiento que alcanza a cerca del 92,2% de la población del total del país. La capacidad instalada y demanda máxima del año 2010, fue de 12147,1 MW y 6482,1 MW, respectivamente. El SING está constituido por el conjunto de centrales generadoras y líneas de transmisión interconectadas que abastecen los consumos eléctricos ubicados en las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta y del país. Aproximadamente, el 90% del consumo del SING está compuesto por grandes clientes, mineros e industriales, tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios. El resto del consumo, está concentrado en las empresas de distribución que abastecen los clientes sometidos a regulación de precios. La capacidad instalada y demanda máxima del año 2010, fue de 3698,7 MW y 1998,0 MW, respectivamente. Tipo de Operador: controlador del organismo De acuerdo a lo indicado en el punto en el marco regulatorio del sector eléctrico de Chile, las instalaciones eléctricas de un sistema eléctrico deben operar interconectadas entre sí a través del Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) para cumplir con las exigencias indicadas en la ley. Los CDEC, como organización cuentan con una Dirección de Operación, una Dirección de Peajes y una Dirección de Administración y Presupuesto donde sus 12

14 funciones de cada una de estas Direcciones son descritas en el Reglamento respectivo. En la siguiente figura se presenta el organigrama del CDEC. Figura N 4 Estructura organización del CDEC. De acuerdo a los sistemas descritos en la sección anterior, el SIC y el SING tienen una capacidad instalada mayor a 300MW, por lo que requieren ser coordinados por un CDEC. En este sentido, se da origen al CDEC-SIC y CDEC-SING, organismos que tienen por obligación operativa realizar la operación económica, operación física y operación comercial de dichos sistemas. En particular, para cumplir con las exigencias legales vigentes, el CDEC debe realizar las siguientes tareas [26]: Operación económica (uso eficiente de los recursos de generación- transmisión): Planificar la operación del sistema eléctrico, considerando su situación actual y la esperada para el mediano y largo plazo, de modo que el costo del abastecimiento eléctrico del sistema sea el mínimo posible. Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica que se derivan de la operación del sistema. Operación física Determinar la operación del conjunto de instalaciones de un sistema eléctrico. Comunicar la planificación de la operación de corto plazo del sistema eléctrico a sus integrantes para que ellos operen sus instalaciones de acuerdo a los programas resultantes. Las instrucciones de coordinación que emanan del CDEC son obligatorias para todas las centrales generadoras y líneas de transporte interconectadas. 13

15 Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cada nivel de generación y transporte, las exigencias de seguridad y calidad de servicio, incluidas la administración, entre otras, de la reserva de potencia del sistema, para regular la frecuencia, y la desconexión de carga en barras de consumo. Coordinar el mantenimiento preventivo mayor de las unidades generadoras del sistema. Operación comercial (administración del mercado) Determinar y valorizar las transferencias totales de electricidad entre los integrantes del CDEC, considerando sus inyecciones y retiros. Elaborar los informes que las leyes y reglamentos determinen. Garantizar el acceso abierto a los sistemas de transmisión establecidos mediante concesión. Determinar los pagos que les corresponden a los propietarios de sistemas de transmisión y los agentes que deben aportar dichos pagos. Dependencia del regulador La Comisión Nacional de Energía (CNE) es un organismo técnico encargado de regular el sector eléctrico y de combustibles, teniendo como objetivo: analizar precios, tarifas y normas técnicas a las que deben ceñirse las empresas de producción, generación, transporte y distribución de energía, con el objeto de disponer de un servicio suficiente, seguro y de calidad, compatible con la operación más económica. Sus funciones son: a) Analizar técnicamente la estructura y nivel de los precios y tarifas de bienes y servicios energéticos, en los casos y forma que establece la ley. b) Fijar las normas técnicas y de calidad indispensables para el funcionamiento y la operación de las instalaciones energéticas, en los casos que señala la ley. c) Monitorear y proyectar el funcionamiento actual y esperado del sector energético, y proponer al Ministerio de Energía las normas legales y reglamentarias que se requieran, en las materias de su competencia. d) Asesorar al Gobierno, por intermedio del Ministerio de Energía, en todas aquellas materias vinculadas al sector energético para su mejor desarrollo. 14

16 La administración de la Comisión corresponde al Secretario Ejecutivo, quien es el Jefe Superior del Servicio y tiene su representación legal, judicial y extrajudicial. En relación a las Direcciones de cada CDEC, estos deberán establecer metodologías y mecanismos de trabajo a través de Procedimientos, los que se denominarán Procedimiento DO, Procedimiento DP o Procedimiento DAP, según la Dirección que los realice, los cuales deberán ajustarse a las disposiciones de la Ley y reglamentos respectivos, y demás normativa eléctrica vigente. Los Procedimientos antes mencionados estarán destinados a determinar los criterios, consideraciones y requerimientos de detalle que cada Dirección necesite para el cumplimiento de las funciones y obligaciones que le son propias. Los procedimientos antes descritos podrán ser utilizados por las Direcciones una vez que cuenten con la aprobación de la Comisión Nacional de Energía, por lo que, el respaldo de los CDEC para ejercer la coordinación del Sistema, en particular las instrucciones que deben solicitar a los empresas Coordinadas, depende en gran medida de la aprobación de dichos procedimientos por parte de la CNE. En relación a los procedimientos que debe realizar los CDEC, estos vienen definidos en la NT SyCS y Reglamentos, o pueden ser solicitados por la misma CNE. Algunos de estos procedimientos, entre otros, son: Desempeño del Control de Frecuencia. Informes de Falla de Coordinados. Desconexión Manual de Carga. Interconexión, Modificación y Retiro de Instalaciones del SING. Tareas y Responsabilidades del Centro de Despacho y Control. Información Técnica de Instalaciones y Equipamiento. Informe Calidad de Suministro y Calidad de Producto. Sistemas de Medida de Energía. A su vez, los CDEC tendrán como función preparar los informes que la CNE les solicite, entre los cuales, destacan entre otros: revisión del informe preliminar de precios de nudo, información de la planificación del mantenimiento mayor de las unidades del sistema eléctrico respectivo, información de consumo de combustibles, etc. Finalmente, el presupuesto anual de cada CDEC deberá contar con el informe favorable de la CNE. Solución de conflictos: tipos y su solución Los conflictos que se susciten en el interior de un CDEC se someterán a dictamen del panel de expertos. 15

17 El panel de expertos está integrado por profesionales expertos, y su función es pronunciarse, mediante dictámenes de efecto vinculante, sobre aquellas discrepancias y conflictos que se susciten con motivo de la aplicación de la legislación eléctrica que le deben ser sometidas conforme a la ley y sobre las demás que dos o más empresas del sector eléctrico, de común acuerdo, sometan a su decisión. Propiedad de la Transmisión En cada sistema de transmisión se distinguen instalaciones del "sistema de transmisión troncal", del "sistema de subtransmisión" y del "sistema de transmisión adicional", donde cada una de estas instalaciones son de privados. Las instalaciones de los sistemas de transmisión troncal y los sistemas de subtransmisión de cada sistema eléctrico están sometidas a un régimen de acceso abierto, pudiendo ser utilizadas por terceros bajo condiciones técnicas y económicas no discriminatorias entre todos los usuarios, a través del pago de la remuneración del sistema de transmisión que corresponda de acuerdo con las normas de este Título. En los sistemas adicionales sólo estarán sometidas al régimen de acceso abierto aquellas líneas que hagan uso de las servidumbres que establece la ley y las que usen bienes nacionales de uso público, como calles y vías públicas, en su trazado. El transporte por estos sistemas se regirá por contratos privados entre partes y conforme a lo dispuesto en las disposiciones legales pertinentes. Dependencia de la toma de decisiones (rol del Directorio) Cada CDEC contará con un Directorio, el que estará compuesto conforme a las disposiciones del Decreto Supremo 291, de acuerdo a la siguiente estructura: a) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes propietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total sea inferior a 300 MW; b) 3 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes propietarios de centrales eléctricas cuya capacidad instalada total sea igual o superior a 300 MW; c) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes propietarios de instalaciones de transmisión troncal; d) 2 representantes del segmento que corresponde a los Integrantes propietarios de instalaciones de subtransmisión, y 16

18 e) 1 representante del segmento que corresponde a los Integrantes clientes libres abastecidos directamente desde instalaciones de un sistema de transmisión. El Directorio tendrá las siguientes funciones: a) Velar por el cumplimiento de las funciones que la Ley, la reglamentación vigente y el Reglamento Interno establecen para cada CDEC; b) Velar por la operación segura y eficiente del sistema eléctrico, estableciendo los criterios generales para el cumplimiento de dicho objetivo; c) Emitir los informes especiales que la Comisión o la Superintendencia solicite sobre el funcionamiento del CDEC, en los plazos que éstas determinen; d) Elaborar, aprobar y modificar el Reglamento Interno del CDEC respecto de las materias señaladas en el presente reglamento. En cualquier caso, el Reglamento Interno y sus modificaciones deberán ser informados favorablemente por la Comisión en forma previa a su aplicación; e) Mantener debidamente actualizado el sistema de información del CDEC; f) Informar a la Comisión y a la Superintendencia la interconexión de nuevas centrales o unidades de generación y de instalaciones de transmisión, su retiro y su reincorporación; g) Aprobar el presupuesto anual del CDEC elaborado por la DAP y ponerlo en conocimiento de los Integrantes; h) Presentar a la Comisión en el mes de noviembre de cada año el presupuesto anual correspondiente al año calendario siguiente; i) Definir y establecer una sede para el funcionamiento del Directorio y las Direcciones del CDEC, donde se radicarán sus órganos e instalaciones. El Directorio sesionará ordinariamente una vez al mes, y el quórum para sesionar será de dos tercios de los miembros del Directorio. b. Operación del sistema: Programación de la generación La programación de la operación consiste en: Coordinar las solicitudes de trabajos de las instalaciones coordinadas del sistema. Establecer la Previsión de Demanda de Corto Plazo. Establecer el estado operativo de las instalaciones del SING y la generación media horaria de las configuraciones de las unidades generadoras del sistema, para cada una de las 24 horas de los días a programar respectivos, con el objeto de abastecer los consumos del sistema a mínimo costo y preservando la seguridad del sistema. Calcular los Factores de Penalización. Calcular la Tabla de Costos Variables (orden de merito). 17

19 Entregar las directrices al CDC para la operación en tiempo real del SING, conforme a las condiciones de operación esperadas del sistema. Operación en tiempo real La operación en tiempo real es realizada por el Centro de Despacho y Control del CDEC de cada sistema interconectado, los cuales deben tomar las decisiones de operación, teniendo a la vista las variables eléctricas que proporcionan el sistema de adquisición de datos en tiempo real (por ejemplo, sistema SCADA). Al mismo tiempo, se comunican a través de los canales de voz, dedicados exclusivamente a la operación en tiempo real, con los Centros de Control de las empresas propietarias de las instalaciones sujetas a coordinación, preservando que la operación se realice de acuerdo a lo previsto en los programas de generación que elabora el CDEC. Seguridad de servicio Los estándares a los que se refiere este ítem, son establecidos por la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, la cual debe aplicar el CDEC para la operación del sistema. Al respecto, dicha norma también establece estudios del sistema que los CDEC deben realizar, entre los cuales se incluyen los que analizan las contingencias que derivan en desconexión de instalaciones de generación, transmisión, o consumos. Uso de la Transmisión Los sistemas de transmisión troncal y de subtransmisión son de acceso abierto, dado, que son la base de la competencia definida en el modelo de mercado chileno. Gestión de la Congestión Dicha gestión es desarrollada por los CDEC de acuerdo a políticas de operación que se establecen de acuerdo las condiciones que gatillan la congestión, como también de la demandas y topología del sistema de transmisión, además de la flexibilidad de operación de dicho sistema para tolerar (en caso que es factible mitigar la congestión) congestiones por periodos reducidos de tiempo, mientras los encargados de la operación en tiempo real llevan el sistema de transmisión a rangos de operación aceptables y sin congestión. Por ejemplo, el sistema de transmisión puede ser utilizando en función de sus capacidades transitorias (mayores a las permanentes), que permitan al Centro de Despacho y Control llevar el sistema a una condición que en régimen permanente no presente congestión. 18

20 En caso que la congestión es permanente, se supone un desacople económico de las subsistemas sometidos a la congestión, y en dicho caso los CMg son distintos en cada zona. Ofertas de precios El funcionamiento del mercado chileno para los sistemas eléctricos interconectados se caracteriza por la existencia de un mercado spot en el cual el precio de la energía Eléctrica corresponde al costo marginal de corto plazo resultante del equilibrio instantáneo entre oferta y demanda. El modelo de mercado chileno corresponde al tipo Pool, el cual establece el precio de mercado de corto plazo de electricidad, que es el precio de despeje del marcado. Este precio resulta de la realización de una operación económica centralizada por parte del CDEC y puede ser distinto en cada zona del sistema. El mercado mayorista de electricidad en Chile es cerrado a los generadores, los cuales transan energía y potencia entre sí, las que dependen de los contratos de suministro que cada una haya suscrito. Aquellas, que por despacho tienen una generación superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) venden, y compran aquellas que por despacho tienen una generación inferior a la energía y potencia contratadas con clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias (ventas y compras) son determinadas por el respectivo CDEC, y se valorizan, en el caso de la energía, en forma horaria al costo marginal (Cmg) resultante de la operación del sistema en esa hora. En el caso de la potencia, las transferencias son valorizadas al precio de nudo de la potencia correspondiente. Disponibilidad de información técnica y económica Cada CDEC debe contar con un sistema de información técnica y económica. La información que se debe mantener pública para cualquier usuario en forma gratuita, corresponde, entre otros, a: Programación de corto plazo. Costos marginales. Tabla de costos variables. Ventas y retiros de energía. Generación real por tipo de combustible. Consumo de combustibles. Información técnica de instalaciones y equipos eléctricos. Procedimientos. Informes técnicos y solicitados por la comisión. Diagrama unilineal del sistema interconectado. 19

21 Programa de mantenimiento mayor. c. Rol en la Planificación de la Expansión En el último tiempo, los CDEC han tomado un rol más activo en la planificación de la expansión de la transmisión, en particular, evaluando con criterios técnicoseconómicos las recomendaciones de expansión del sistema de transmisión para el periodo , como también, de un monitoreo constante de dicha ejecución. Por otra parte, los CDEC en la actualidad mantienen una mirada permanente del desarrollo a largo plazo del sistema para contribuir de manera anticipada al desarrollo de los sistemas eléctricos nacionales. 3.2 Caso NYISO a. Descripción y Organización NYISO es una empresa sin fines de lucro, dirigida por un Directorio independiente de 10 miembros. Los accionistas y participantes del mercado eléctrico de Nueva York, juegan un papel importante en el sistema de administración compartido del NYISO. El NYISO emplea a más de 400 personas y distribuye sus instalaciones en dos ubicaciones de Albany, NY. Dada la complejidad técnica de la misión del NYISO, más de una cuarta parte de personal de la empresa se dedica al desarrollo y soporte en tecnologías de información. Tamaño del mercado bajo coordinación o Zona Operada por el NYPP El NYISO opera la denominada Área de Control de Nueva York (NYCA), que forma parte de la Interconexión del Este, una extensa área de los sistemas eléctricos interconectados que cubren la mayor parte del este de E.E.U.U. y Canadá. Todos los sistemas eléctricos en la Interconexión del Este, operan con una frecuencia de 60hz [9]. En la siguiente figura se muestra el NYCA y el Sistema Interconectado del Este [9]: 20

22 Figura N 5 NYCA y el Sistema Interconectado del Este. o Mercado Abastecido Normalmente, las transferencias de energía van desde el norte de NY, a los centros de consumo ubicados en la parte sur del estado. Sin embargo, la capacidad de transmisión no siempre permite hacer posible estas transferencias, creando congestión en las redes. Por otro lado, el Estado de Nueva York forma parte de una zona de intenso intercambio de energía. Existe una mezcla de medios de generación utilizados para abastecer la demanda de electricidad de Nueva York y estos varían en cada zona del estado [10]. 21

23 Figura N 6 Generación de Energía por tipo de combustible al La capacidad instalada alcanza los MW, las líneas de transmisión totalizan una longitud de kms y la población que depende del sistema asciende a 19 millones de personas 1. Tipo de Operador: controlador del organismo La siguiente figura muestra la estructura organizacional del NYISO [9]. 1 Referencia: _11.pdf acceso el 22 de abril de

24 Figura N 7 Estructura organización del NYISO. Dependencia del regulador El NYISO fue creado por mandato Comisión Reguladora Federal de la Energía (FERC), con el objetivo principal de garantizar el acceso abierto y en igualdad de condiciones a la red eléctrica. El NYISO debe aplicar y obedecer a las indicaciones de las siguientes autoridades regulatorias [10]: o o o North American Electric Reliability Council (NERC) Northeast Power Coordinating Council (NPCC) New York State Reliability Council (NYSRC). Solución de conflictos: tipos y su solución Los conflictos se originan por la aplicación del marco regulatorio, por acciones anti competitivas, la existencia de vacios legales, o acciones tomadas por el propio NYISO (por ejemplo, corrección de precios, redespacho de unidades, etc.). Si un participante considera vulnerados sus derechos, puede acudir al propio NYISO, a la unidad de monitoreo del mercado o directamente a la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) 2. 2 Referencia: Acceso 20 de mayo

25 Propiedad de la Transmisión El NYISO no es propietario de la Red. Esta es de terceros, los cuales se someten a la coordinación del mencionado organismo. Dependencia de la toma de decisiones (rol del Directorio) EL NYISO es dirigido por un directorio conformado por 10 miembros, que incluye al Presidente y CEO. El directorio está compuesto por miembros con experiencia en la industria de la energía eléctrica, finanzas, académicos, tecnología, comunicaciones y la ley. El Directorio fue creado para dar independencia a las acciones del NYISO y es un requisito para la aprobación de las tarifas calculadas por él. Los miembros del Directorio no tienen ninguna relación de tipo contractual, financiera, operativa o de alguna naturaleza con cualquier empresa coordinada por el NYISO o con sus accionistas [9]. b. Operación del sistema: Programación de la generación El NYISO opera dos mercados principales de generación: Mercado Diario (dayahead market) y mercado en Tiempo Real (real-time market). El primero programa la operación del día siguiente y el segundo, realiza la operación en línea. Además, el NYISO se encarga de la programación de las transacciones directas entre compradores y vendedores (que se conocen como operaciones bilaterales). Aproximadamente el 98% de la energía está programada en el mercado diario, mientras que el 2% restante se contabiliza en el mercado en tiempo real. Alrededor de la mitad de la energía se establecieron en el mercado diario está prevista a través de contratos bilaterales [9]. Figura N 8 Distribución de la energía según programación. 24

26 En la siguiente figura se muestra el resultado de la programación de la operación en el Mercado Diario. Figura N 9 Precios resultado de la programación de la operación en el NYISO 3. Operación en tiempo real En la siguiente figura se muestra el resultado de la programación de la operación en el Mercado en tiempo Real, con una actualización cada 5 minutos. 3 Imagen obtenida de: Acceso 17/abril/

27 Figura N 10 Precios en tiempo real NYISO 4. Seguridad y calidad de servicio La Seguridad y Calidad de Servicio forma parte del proceso de planificación. La Evaluación de los Necesidades de Confiabilidad (Reliability Needs Assessment RNA), determina las necesidades futuras de confiabilidad del sistema de Nueva York, considerando un horizonte de planificación de diez años. En la primera etapa, el NYISO, en conjunto con los participantes del mercado, evalúa la suficiencia (LOLE) y la seguridad (pérdida inesperada de elementos del sistema o contingencias) en todo el sistema eléctrico, comparando con estándares nacionales, normas regionales de confiabilidad y normas específicas para el Estado de Nueva York, que permiten determinar los requerimientos potenciales de la confiabilidad, a lo largo del período de planificación. Finalmente, se elabora un informe que es aprobado por el Directorio [11]. Esta evaluación sirve para muchos propósitos, entre otros [11]: o Apoyo a la operación eficiente y confiable del sistema eléctrico de Nueva York; o Evaluación de las necesidades de confiabilidad la adecuación de los recursos locales y de todo el sistema, la seguridad en la transmisión y la capacidad transferencia entre distintas zonas. 4 Imagen obtenida de: Acceso 17/abril/

28 o Identificar la ubicación y naturaleza de cualquier otro factor potencial y/o cuestiones que pudieran afectar negativamente a la confiabilidad del sistema a través de los horizontes de planificación de diez años. En la segunda etapa, la creación de un Plan Integral de Confiabilidad (Comprehensive Reliability Plans CPR) que consiste en las propuesta de soluciones para hacer frente a las necesidades identificadas en el RNA. Programas de respuesta de la generación, transmisión y la demanda se consideran como soluciones de confiabilidad posibles. La búsqueda de soluciones a las necesidades de confiabilidad identificados es planteada con la expectativa de que el mercado solucionará las necesidades identificadas. En el caso de que las soluciones de mercado no son suficientes, el proceso permite la identificación de soluciones basadas en las herramientas regulatorias propuestas por propietarios de la transmisión u otras propuestas por otros participantes del mercado. El NYISO a continuación, evalúa todas las soluciones propuestas para determinar si van a satisfacer las necesidades de confiabilidad identificados. Con ello se emite un plan de obras. Uso de la Transmisión Manejo de la Congestión Figura N 11 Costo Anual Precios en tiempo real NYISO 5. Servicios Complementarios (Ancillary Services) 5 Imagen obtenida de: Acceso 17/abril/

29 Los servicios complementarios son los aquellos necesarios para apoyar la transmisión de energía y potencia de los generadores a los consumidores, manteniendo con ello la confiabilidad en el sistema de transmisión de Nueva York. Entre otros se incluyen los siguientes: o o o o o Regulación de frecuencia. Regulación de tensión (inyección o absorción de reactivos). Partida negra Reserva en giro. Otros En la siguiente figura se muestra el despacho de los Servicios Auxiliares en tiempo real, con una actualización cada 5 minutos. Figura N 12 Servicios Auxiliares en tiempo real NYISO 6. Disponibilidad de información técnica y económica El NYISO cuenta con una política de transparencia, que lo lleva a publicar vía web todas sus actividades y cálculos. Es destacable el esfuerzo por hacer público el comportamiento del mercado en tiempo real (ver figuras Mercado Diario, Mercado en Tiempo Real y Mercado Servicios Auxiliares). Importante función cumple en este sentido, el equipo de Monitoreo del Mercado, que entre sus funciones, tiene verificar el comportamiento y transparentar las acciones del NYISO. 6 Imagen obtenida de: Acceso 17/abril/

30 Monitoreo del Desarrollo del Mercado Existe la División de Monitoreo y Desempeño. El equipo se encuentra conformado por: gerente, un economista, un analista, y un auxiliar administrativo a media jornada. Los restantes 28 miembros del personal se divide en cuatro unidades: Mitigación y Cumplimiento, Análisis, Investigación y Servicios de Datos. La unidad de Mitigación y Cumplimiento realiza día a día actividades de vigilancia, verificación de cumplimiento y actividades de mitigación cuando es necesario, incluyendo la aplicación del Procedimiento Automático de Mitigación (AMP). La Unidad de Análisis se centra en temas de largo alcance, incluyendo entre estos el análisis de los resultados del mercado y problemas de diseño. La Unidad de Investigación lleva a cabo las investigaciones, incluyendo las auditorías físicas de las instalaciones, que son confidenciales, y las investigaciones formales sobre la conducta irregular o potencialmente no competitiva. La Unidad de Servicios de Datos presta servicios transversales a las otras unidades [8]. Figura N 13 Organigrama División de Monitoreo y Desempeño de NYISO. c. Rol en la Planificación de la Expansión La planificación en el NYISO busca asegurar suficiencia a largo plazo del sistema. Esto se logra mediante la gestión eficaz de la previsión de demanda, planificación de la transmisión y el sistema y las funciones de planificación de recursos. Desde el año 2000, más de MW de nueva capacidad de generación han sido construidos por autoridades del poder público e inversionista privados, con un 80% por ciento de esta capacidad ha sido construida en la región sureste del estado, donde la demanda de electricidad es mayor. Este patrón de desarrollo ha mitigado la necesidad de soluciones de transmisión a las necesidades de fiabilidad del sistema de Nueva York eléctrica. Casi MW de nueva capacidad de transmisión interestatal se ha añadido para satisfacer las necesidades de la región metropolitana de Nueva York. Estas 29

31 incorporaciones usan tecnología HVDC y unen Long Island y Connecticut (2005), Long Island y Nueva Jersey (2007), PJM y New York City [11]. Figura N 14 Organigrama Unidad de Supervisión del Mercado de NYPP. El proceso integral de planificación de NYISO (Comprehensive System Planning Process CSPP), es un proceso basado en el mercado que evalúa la suficiencia de recursos y la seguridad del sistema de transmisión de la red estatal de electricidad en un período de 10 años y evalúa soluciones para satisfacer las necesidades de confiabilidad y congestión. El CSPP contiene tres componentes principales: planificación de la transmisión local, planificación de la confiabilidad y planificación económica. Cada ciclo de planificación de dos años comienza con los planes locales de transmisión de los propietarios de transmisión de Nueva York, seguido por una evaluación de necesidades Confiabilidad NYISO (Reliability Needs Assessment - RNA) y el Plan Integral de Confiabilidad (Comprehensive Reliability Plan - CRP). Por último, la planificación económica se lleva a cabo a través del análisis de la congestión y el Estudio de Integración de Recursos (Congestion Analysis and Resource Integration Study (CARIS). 30

32 3.3 Caso PJM a. Descripción y Organización El 13 de Marzo de 1999 la FERC emite una propuesta para unir todas las redes de transporte de EEUU en Regional Transmission Organizations (RTOs) y el 20 de Diciembre la Orden 2000, que obliga a las compañías propietarias de las infraestructuras de red que participan en el comercio eléctrico entre diferentes estados a formar RTOs. El 11 de octubre de 2000, PJM crea su RTO, de acuerdo con la Orden PJM es una entidad privada encargada de la operación del sistema y la operación del mercado eléctrico. También es el operador de la red de transporte (TSO, Transmission System Operator), y mantiene acuerdos con los propietarios de la red, cuya propiedad es independiente de PJM. PJM tiene las siguientes actividades: o o o Coordina y dirige el funcionamiento de la red de transporte de la región. Administra el mercado competitivo mayorista de electricidad. Elabora los regionales de las mejoras de expansión de transmisión, garantizar la confiabilidad de la res y reducir la congestión. Tamaño del mercado bajo coordinación o Zona Operada por PJM PJM gestiona los flujos de potencia eléctrica para 60 millones de personas de los siguientes estado: Delaware, Illinois, Indiana, Kentucky, Maryland, Michigan, New Jersey, North Carolina, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, Virginia, West Virginia and the District of Columbia. En la siguiente figura se muestra el PJM y el Sistema Interconectado del Este [9]: 31