Sistemas de Precios en Mercados Eléctricos Desregulados

Transcripción

1 Pontificia Universidad Católica de Chile Facultad de Ingeniería Sistemas de Precios en Mercados Eléctricos Desregulados Hugh Rudnick SEGENEL 2001, Seminario de Gestión Energética UTFSM, 9-12 de Octubre 2001 Se analiza los distintos productos y servicios que se transan en mercados eléctricos desregulados y los esquemas de precios que se utilizan para ellos. Se examina los esquemas de precios en ámbitos competitivos (mercados mayoristas de generación) como regulados (mercados regulados a cliente final y actividades de transmisión y distribución). Se revisa los sistemas de precios para los productos energía y capacidad y para los servicios complementarios. Se identifican los desafíos y problemas de fijación de precios en mercados regulados, centrando la atención en el mercado eléctrico chileno, con referencias a la experiencia internacional. 1

2 -objetivos esquemas de precios Indice -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 En 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 2

3 Dificultades fijación de precios 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 Regulación precios en Chile 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 3

4 Regulación precios en Chile 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: ( kv) Monopolio regulado Generadores pagan 100% del sistema de transmisión Remuneración vía ingreso tarifario: IT (diferencia nodal de precios de nudo) Complemento del IT: peaje básico y adicional Valorización: AVNR (Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo) + COyM (operación y mantenimiento) Regulación precios en Chile Subtransmisión: ( 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 empresa modelo Costos: Valor Agregado de Distribución (VAD) Régimen de precios a nivel distribución: Precio nudo + VAD (clientes regulados) Opciones tarifarias, AT y BT 4

5 -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 unidad adicional (1 kwh) de demanda del sistema. Puede corresponder al costo variable de la central térmica más ineficiente que se encuentra operando con capacidad disponible ó al costo asociado a la generación de un embalse (valor del agua). 5

6 Precio de la Energía MW CMG = CMg térmico CMG = CMg embalse Central Térmica Central de embalse caro CMG = CMg CC Centrales de ciclo combinado (CC) Central de embalse barato Centrales de pasada Horizonte de tiempo Costos marginales (promedio mensuales) mills /kwh de cada año CMg esperado (Nudo) CMg real Abr-86 Ago-86 Dic-86 Abr-87 Ago-87 Dic-87 Abr-88 Ago-88 Dic-88 Abr-89 Ago-89 Dic-89 Abr-90 Ago-90 Dic-90 Abr-91 Ago-91 Dic-91 Abr-92 Ago-92 Dic-92 Abr-93 Ago-93 Dic-93 Abr-94 Ago-94 Dic-94 Abr-95 Ago-95 Dic-95 Abr-96 Ago-96 Dic-96 6

7 Costo marginal para una barra k L ρ γ { γ µ Z k = + * * d λ sistema k d k λ diferencial d k γ = demanda en la barra k = multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balance de potencias µ = 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.. ) -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 7

8 Costos auditados - costos variables operación SIC, Octubre 2001 Costos auditados - costos variables operación SIC, Octubre

9 Ejercicio simulación ofertas precios SIC -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 Demanda 7000 Demanda 6000 Cantidad Periodos Potencia instalada Potencia térmica + centrales pasada 9

10 3000 Generación hidro Total 2500 Precio Competitivo Juego x Unidades Juego x Firmas Periodos Precio Precio resultante Periodos Competitivo Juego x Unidades Juego x Firmas 10

11 Ejercicio simulación ofertas precios SING -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 Precio de equilibrio del sistema (US$/MWh) (MW) P. Marg. C. Marg. sistema sin restricción generación máxima 11

12 Generación por Firma Generación (MW) Demanda (MW) EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER sin restricción generación máxima Margen por Firma Utilidad (US$/h) Demanda (MW) EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER sin restricción generación máxima 12

13 Precio equilibrio sistema con restricción de generación de 180 MW Precio (US$/MW) Demanda (MW) P. Marg. C. Marg. sistema con restricción generación máxima 180 MW Generación por Firma Generación (MW) Demanda (MW) EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER con restricción generación máxima 180 MW 13

14 Margen por Firma Utilidad (US$/h) Demanda (MW) EDELNOR ELECTROANDINA CELTA NOPEL NORGENER con restricción generación máxima 180 MW -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 14

15 Contratos Acuerdo a largo plazo entre personas físicas o jurídicas las cuales acuerdan las condiciones de venta de un bien o servicio. Lógica de contratación Generadores: buscan contratos de largo plazo (más de 10 años) que financien el costo de desarrollo de nuevos proyectos. Consumidores: suministro de electricidad a mediano plazo (4 a 5 años) que les permita optar a nuevas oportunidades de mercado. Distribuidores: transferir obligación de servicio a terceros, buscan contratos de largo plazo 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 15

16 -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 de variables de operación en que se incurren en el abastecimiento de electricidad. Potencia La potencia da cuenta de los costos de incrementar la capacidad del sistema eléctrico en aquellas horas en que se requiere. Los incrementos de capacidad son requeridos en las horas de mayor demanda del sistema eléctrico, las que se denominan horas de punta. SIC: entre las 18 y 23 horas de Lunes a Viernes en los meses de Mayo a Septiembre. SING entre las 18 a 23 horas de todos los días del año. Fuente: JC Olmedo 16

17 Potencia de punta DFL N 1 de 1982 artículo 150 letra d) Potencia de punta: Potencia máxima en la curva de carga anual. Corresponde a la máxima exigencia al sistema y éste debe contar con capacidad instalada suficiente para suministrarla en esos momentos, aún cuando no se utilice en forma permanente. Demanda Potencia (capacidad) Energía año Precio de la potencia de punta El precio al cual se valorizan los aportes de potencia firme se define como el costo marginal de incrementar la capacidad del sistema para satisfacer la demanda máxima anual o de punta. Actualmente se considera igual al costo de inversión en una turbina a gas, con rápida respuesta a fallas intempestivas. 17

18 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 Cada generador deberá estar en condiciones de satisfacer, en cada año, su demanda de potencia en horas de punta, considerando la potencia firme propia y la adquirida a otras entidades generadoras que operen en sincronismo con el sistema. Para cada generador, el CDEC verificará el cumplimiento de lo anterior, realizando un balance de potencia firme. Se entrega remuneración a los generadores según su aporte a la capacidad del sistema en la condición en que esta capacidad es requerida. La capacidad es requerida con el fin de satisfacer la demanda máxima anual del sistema. Fuente: JC Olmedo Potencia firme y Potencia de punta Si las centrales pudieran tener a todo evento disponible su potencia máxima, entonces la capacidad del sistema correspondería a la suma de sus potencias máximas. En la realidad las centrales fallan, hay restricciones de transmisión, hay variabilidad hidrológica, existen retardos en la partida y toma de carga, variables que afectan el aporte de potencia máxima de las centrales. Entonces se trata de representar el efecto de dichas variables en la capacidad del sistema de abastecer la demanda máxima. 18

19 -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 Servicios auxiliares/complementarios asociados a la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica necesarios en cantidad y calidad para garantizar la seguridad y calidad del suministro generalmente remunerados a través de la generación (consumidor no los distingue) pueden separarse como servicios independientes 19

20 Confiabilidad del sistema SUFICIENCIA CALIDAD SEGURIDAD Suficientes instalaciones para abastecer demanda Seguridad de servicio para soportar contingencias Calidad técnica del producto y del suministro (voltaje, frecuencia, forma onda, 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 20

21 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 Reserva (energía reactiva MVArh) (MW disponibles con poco aviso) Capacidad de Partida Autónoma (generación requerida para energizar una planta 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) 21

22 -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 Acceso abierto a la transmisión Pago por usuarios (generadores, distribuidores, grandes clientes) Esquema tarifario en dos partes (ingreso tarifario y peajes) Peaje estampillado ó por uso de red Medición uso -factores distribución (Rudnick et al, 1993) -método Bialek (1996) -método Kirschen (1997) 22

23 Factores de Distribución Esta metodología busca la obtención de factores que den una medida de utilización 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 línea respecto de la inyección neta de potencia en un nudo. ~ b i X ik k ~ A i k,b= F i k Pb ~ i Fi k k D F i- k = b DP = Cambio de flujo de potencia en linea i - k Cambio de inyección de potencia en barra b(excluye ref.) G ~ b Pb L Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: DFi - = k Ai -k, b A * D i-k, b P b x = i-b b R - x x i, k DP b + DP k-b R = 0 donde Xi-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversa de la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columna correspondiente a la barra de referencia) y Xi,k corresponde a la reactancia del tramo ik, donde i y 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 la red y de la barra de referencia elegida. Para determinar el impacto en una rama de una inyección se debe conocer el sentido del flujo por la rama. 23

24 Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF) Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potencia inyectada en una barra generadora g del sistema. ~ ~ g i k ~ D i k,g = Fi k g G Gg ~ g i Fi k k Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totales de generación-flujo, y no incrementales. Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: D = factor Fi k = i k,g Di k, g Gg F = flujo de potencia enlinea i k i k G g = Generaciónen la bara g las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación: D = A + D i k, g i k, g i k, R D i- k, R = F Los GGDF son independientes de la barra de referencia, dependen de la configuración de la red y de la condición de operación. i -k - p R g A i -k, p G g * G p 24

25 Prorrata a partir de factores GGDF: FP i k,b = i D' D' g k i k,b i k,g Gb G g ~ ~ g ~ D' i k,g D i k,g 0 Si el factor es del mismo signo que el flujo Si el factor es de signo opuesto Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF) Estos factores relacionan un de flujo de potencia en una línea i-k con la carga en una barra j del sistema. ~ ~ j i k ~ C i k, j = Fi k j L ~ j F i k L i k j 25

26 Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: i k i k, j j j F = C L C i k,j = factor F i k = flujo de potencia en linea i k L = Consumo en la barra j las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación: C = C A i k, j i k, R i k, j j C i k, R = F + A L i k i k, j j p R j L j Método Bialek 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 26

27 Supuestos del método Principio de proporcionalidad : Pi = = 100 MW (40% j-i, 60% k-i) P i m P i m = = 70 MW = = 70 MW P i l P i l = = 30 MW = = 30 MW Método Kirschen 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 27

28 Conceptos y algoritmo Dominio de un generador : Conjunto de barras alcanzadas por la potencia de un generador, siguiendo el sentido del flujo de potencia. Dominios : G A : Todas las barras G B : 3, 4,5 y 6 G C : 6 Commons (o áreas comunes) : Conjunto de barras aledañas alimentadas por los mismos generadores, las cuales deben estar conectadas entre ellas para pertenecer al mismo common. Se define como rank de un common al número de generadores que alimentan las barras incluidas en ese common. Commons y rank : (Common 1, rank 1) : 1 y 2 (Common 2, rank 2) : 3, 4 y 5 (Common 3, rank 3) : 6 28

29 Principio del método El método se basa en el principio de proporcionalidad : Para un common dado, si la proporción de flujo interno asociado al generador i es x i, entonces la proporción de flujo externo y carga asociado al generador i es también x i. Sistema de 8 barras (SIC reducido) 29

30 Aportes del generador G Contribución [%] Líneas Bialek Kirschen GGDF Aportes del generador G3 Contribución [%] Bialek Líneas Kirschen GGDF 30

31 Aportes del generador G Contribución [%] Líneas Bialek Kirschen GGDF Aportes del generador G Contribución [%] Líneas Bialek Kirschen GGDF 31

32 -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 32

33 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 su performance respecto a la empresa modelo Empresa modelo establecida a través de estudios de empresas 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 33

34 Costo total mensual área 2 (semi urbana, Chile, 1988) Valores promedios 10,2 US$/kW/mes Costo Total (MUS$/Mes) Potencia Máxima (MW) Relación entre los costos unitarios AT y el producto kmat*(kwat+kwbt) 2 1 ln(costo AT por kw*km) (m$/kw/km) ln(kw*km) 34

35 Relación entre los costos unitarios BT y el producto kmbt*kwbt) ln(costo BT por kw*km) (m$/kw/km) ln(kw*km) 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 mantenimiento por 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 de reemplazo y sustitución Esquema de costos medios: Costos totales, divididos por la potencia de punta Costo medio iguala al marginal de no existir condiciones extremas de densidad de consumos 35

36 Resultados estudio VAD 2000 VAD AT [$/kw/año] CNE EMPRESA Area Típica Resultados estudio VAD 2000 VAD BT [$/kw/año] CNE EMPRESA Area Típica 36

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: P 0 : Reducción inicial de precios representando el desempeño pasado de la firma, realizada sólo al comienzo 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. 37

38 Regulación via Price Cap - operación Potencial de la industria como promedio para realizar mejoras de eficiencia, producto de las ineficiencias acumuladas por no estar sujeta a competencia directa. Evaluación de otros sectores de la economía sujetos a competencia directa. Potenciales específicos de cada empresa para realizar mejoras de eficiencia, producto de la ineficiencia relativa con respecto al resto de la industria. Modelos econométricos. Regulación via Price Cap - inversión Revisión de los programas de inversión, para verificar que las inversiones 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 poseen estimaciones sobredimensionadas, y estas devuelven nuevas estimaciones (loop retroalimentado). Estimaciones exógenas por parte de consultores externos. 38

39 -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 Peajes distribución Asignación por prorrata de costos (estampillado) Costos fijos a prorrata de alguna medida de utilización física de la red Es arbitrara, no entrega señal de uso físico Privilegia simplicidad y recuperación total de costos Asignación por VAD 39

40 Peajes distribución 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 (suma de 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 según VAD Esquema Peaje de distribución en base a los costos de distribución para 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 40

41 Peajes según VAD Componentes del Valor Agregado de Distribución Costos de inversión instalaciones de distribución Costos de inversión instalaciones muebles e inmuebles Costos intangibles y capital de trabajo Costos de operación y mantenimiento Costos fijos de atención al cliente Pérdidas medias de distribución Empresa Distribuidora Empresa Comercializadora Pérdidas técnicas Peajes según VAD y OFTEL AT (>400 kv) ($/kw-año) Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5 Costo marginal AT Costo fijo unitario AT Peaje OFTEL AT VAD AT BT (400 kv) ($/kw-año) Área 1 Área 2 Área 3 Área 4 Área 5 Costo marginal BT Costo fijo unitario BT Peaje OFTEL BT VAD BT 41

42 -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 42

43 Precios de nudo (costos marginales esperados) Representa el promedio ponderado de los costos marginales esperados de generación en un horizonte de 10 años, dado un plan de obras de expansión y 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 suponiendo decisiones de mínimo costo Es semi- regulado ya que es ajustado a una banda de +/- 10% del promedio de los precios libres. Es más estable - Sube: Condiciones secas, postergación de inversiones - Baja: Condiciones húmedas, sobreoferta Programa de obras octubre 2001 Fecha de entrada Mes Año Obra Potencia Octubre 2002 Aumento capacidad (Interruptores) Charrúa-Temuco 220 kv 60 MVA Julio 2003 Central a Gas Natural TalTal Ciclo Combinado Línea Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv 360 MW 210 MVA Noviembre 2003 Aumento de capacidad A.Jahuel-Polpaico 220 kv 200 MVA Ampliación Charrúa-Ancoa 220 kv 400 MVA Abril 2004 Central a gas ciclo combinado 1 372,6 MW Refuerzo Arranque Chillán 154 kv 115 MVA Enero 2005 Línea de Interconexión SIC-SING Segundo circuito Diego de Almagro-Carrera Pinto 220 kv Línea Carrera Pinto-Cardones 220 kv 250 MW 210 MVA 210 MVA Enero 2006 Central a gas ciclo combinado 2 372,6 MW Abril 2006 Nueva Línea Charrúa -Temuco 220 kv 1 x 270 MVA Enero 2007 Línea de Interconexión SIC-SADI 400 MW Refuerzo Charrúa-Concepción 154 kv a 220 kv 260 MVA Julio 2007 Central Hidroeléctrica Neltume 400 MW Enero 2008 Central a gas ciclo combinado 3 372,6 MW Enero 2009 Central a gas ciclo combinado 4 372,6 MW Abril 2009 Central a gas ciclo combinado 5 372,6 MW Enero 2010 Central a gas ciclo combinado 6 372,6 MW Enero 2011 Central a gas ciclo combinado 7 372,6 MW 43

44 Programa de obras octubre 2001 Fecha Obra Potencia Abr de 2002 Unidad 9b de Nehuenco 100 MW Jul de 2002 Central de Pasada Chacabuquito 25 MW Dic de 2002 Ampliación línea Quillota Polpaico 820 MVA Ene de 2004 Nueva línea Ancoa - Itahue 2x220 kv 2x400 MVA Banco transformadores S/E Itahue (220/154 kv) 300 MVA Ene de 2004 Central Ralco 570 MW Precios de nudo (costos marginales esperados) Cuestionamiento de precios de nudos y procedimientos de cálculo de la CNE necesidad de sincerar precios -Liberalización de precios de nudo Cuestionamiento de rigidez de precios de nudos -Considerar elasticidad de la demanda y precios flexibles 44

45 Pontificia Universidad Católica de Chile Facultad de Ingeniería Fuentes de información: Página Web : Dirección electrónica : h.rudnick@ieee.org 45