ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE UNA PERSPECTIVA NACIONAL. JUNIO 2014

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1 ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL, DESDE UNA PERSPECTIVA NACIONAL. JUNIO 2014 Contenido INTRODUCCIÓN 1 ESTADÍSTICAS GENERALES DEL MER 1 EVOLUCIÓN 2 COMPORTAMIENTO POR PAÍS 3 GENERALIDADES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 5 COSTA RICA EN EL MER 6 IMPORTACIONES EN COMPARACIÓN CON ENERGÍA TÉRMICA DE COSTA RICA 7 ANÁLISIS DEL PRECIO DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL ICE 8 ANÁLISIS CANTIDAD DE LAS OFERTAS DE COMPRA DE ENERGÍA EN EL MER POR PARTE DEL CENCE 9 EXPORTACIONES EN COMPARACIÓN CON PLANTA TÉRMICAS 10 CURVA DE DEMANDA Y EMBALSE DE ARENAL 11 BENEFICIO ECONÓMICO DE CR EN EL MER 13 PRINCIPALES CONCLUSIONES 14 NOTA 14 Introducción Por ello, la Intendencia de Energía da seguimiento a la interacción del ICE con ese mercado, con el propósito de obtener el máximo beneficio posible, en términos de costo, satisfacción de la demanda y estabilidad del sistema eléctrico. Las fuentes de los datos utilizadas en este boletín son: 1. Ente Operador Regional EOR, a través de la página web: 2. Centro Nacional de Control de Energía CENCE, a través de la página web: encemain.jsf No debe perderse de vista que toda operación de un sistema eléctrico posee cierto grado de incertidumbre, por el comportamiento aleatorio de las fuentes de generación nacional, que depende altamente del clima. En este boletín se realiza un análisis comparativo entre el mes de junio del 2013 y 2014; con el propósito de comparar el comportamiento del ICE en periodos con la misma estacionalidad. Además para analizar los cambios de mayor relevancia, en cuanto a la necesidad de importación, producción térmica, etc. El presente boletín, elaborado como parte de la labor de fiscalización técnica que realiza la Intendencia de Energía (IE) de la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos, pretende informar sobre el comportamiento de Costa Rica (a través del ICE) en el Mercado Eléctrico Regional (MER). El MER es un esfuerzo entre las repúblicas de Guatemala, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Costa Rica y Panamá para la creación y desarrollo de un mercado eléctrico regional competitivo, el cual cuenta con instrumentos de intercambio de energía a través de los mercados de Oportunidad Regional (MOR) y de Contrato Regional (MCR). Dado lo anterior, el MER brinda oportunidades para que Costa Rica pueda comprar y vender energía a precios favorables que incidan directamente en la tarifa eléctrica nacional. Estadísticas generales del MER A continuación se exponen los resultados obtenidos para el mes de junio 2014 y se comparan con su similar en el año anterior (junio 2013). Este apartado está segregado en dos partes: Evolución para analizar el comportamiento general de variables importantes como cantidad de energía transada y precios en el MER. Y Comportamiento por país que focalizará el actuar de cada uno de los países integrantes de este mercado. 1

2 Evolución Los principales cambios con respecto a junio 2013, son: Gráfico N 2 Participación total por tipo de mercado junio 2013 y junio La cantidad transada en el MER se quintuplicó pasando de MWh a MWh. (ver gráfico N 1). 2. En términos de participación de mercado, el MOR aumento en 10%, sin embargo el MCR sigue prevaleciendo con un 83% (ver gráfico N 2). 3. El precio promedio de venta 1 en el MOR disminuyó en $24/MWh y el de compra aumentó en $9/MWH (ver gráfico N 3) 2. Gráfico N 1 Cantidad de energía transada en el MER, junio 2013 y junio 2014 (Datos en MWh) Gráfico N 3 Precio promedio de compra y venta en de energía en el MOR, junio 2013 y 2014 (Datos en $/MWh) 1 No incluye costos de transmisión. 2 Estos cambios se deben a una mayor participación de países y a la cantidad de energía requerida y ofrecida tanto en compra como venta, provocando que la brecha sea menor. Además parte del impacto en el precio de compra se debe a un aumento fuerte en el costo variable de transmisión para ese mes. 2

3 Comportamiento por país Esta sección identifica las principales características de mercado por país en el MER y los precios transados. Los principales cambios con respecto a junio 2013 son: Gráfico N 4 Participación por tipo de transacción realizada por país en el MER junio 2013 y junio El principal vendedor continúa siendo Guatemala, sin embargo el mayor comprador cambió, en junio 2013 fue Honduras, y en ese mismo mes pero del año 2014 fue El Salvador. (ver gráfico N 4). 2. En términos de cantidad, existe un gran aumento en la cantidad transada en el mercado, ya que independientemente sea el tipo de transacción (compra / venta), éstas son mayores a lo que se transaba en junio (ver gráfico N 5). 3. Todos los países aumentaron su participación en el MOR, a excepción de Panamá que apostó a MCR. Además es interesante observar que Costa Rica ha diversificado el tipo de mercado, dado que hace un año todas las transacciones eran vía MCR, sin embargo para junio % es vía MCR y 43% MOR. (ver gráfico N 6). 4. Los precios promedio de venta que casaron los países disminuyó, a excepción de Nicaragua y Honduras. Mas en cambio el de compra aumentó a excepción de El salvador. (ver gráficos N 7 y N 8). 3

4 Gráfico N 5 Comparación por tipo de transacción según país en junio 2013 y junio 2014 Gráfico N 7 Precio promedio de venta 3 en el MOR según país, junio 2013 y junio 2014 (Datos en $/MWh) Gráfico N 6 Participación porcentual por tipo de mercado según país, junio 2013 y junio 2014 Gráfico N 8 Precio promedio de compra en el MOR según país, junio 2013 y junio 2014 (Datos en $/MWh) 3 No incluye costos de transmisión. 4

5 Generalidades del Sistema Eléctrico Nacional En el análisis para el mes de junio se pueden detectar ciertos cambios generales en la producción energética para el 2014 con respecto al mismo mes de estudio del Se ha constatado el incremento en la producción eólica, factor que ha permitido la reducción de la generación térmica por parte del ICE, sobre todo con la entrada en operación del parque eólico Chiripa; así como un aumento en el aprovechamiento del recurso eólico por parte de los Parques Eólicos ya existentes. También se ha podido verificar el impacto de una hidrología más rica en las plantas filo de agua, las cuales aumentaron su producción en junio del presente año con respecto al anterior. En la tabla N 1 se muestran los datos de producción por fuente primaria de energía. De dicho cuadro se desprenden ciertos datos relevantes sobre las modificaciones sufridas en la matriz energética de ese mes para ambos años en estudio. Primeramente se observa que el crecimiento de la producción hidroeléctrica y el decrecimiento de la geotérmica se encuentran en rangos muy pequeños, inferiores al 1% respecto a junio 2013, sin embargo por parte de la energía térmica el decrecimiento en su utilización para la generación eléctrica alcanzó casi un 33%, siendo la energía eólica quien sufrió un incremento importante que permitió suplir ampliamente los valores de decrecimiento, pues su incremento en la generación alcanzó un crecimiento del 134,75% llegando así a un total generado en el presente año de 57,88 GWh (33,22 GWh más que en junio del 2013). Para el caso de la energía solar su potencial de participación en la producción eléctrica nacional sigue siendo incipiente al representar un crecimiento menor del 0,1 GWh respecto a junio En el caso de las importaciones, su crecimiento ha sido notorio, pues para el 2014 se presentó un incremento del 456,75% con respecto a junio del 2013, aumentando en más de 18 GWh. De la tabla 1 se puede extraer que entre los meses de estudio la demanda energética se incrementó en un 3,37% lo que sumado al total de requerimiento energético para suplir los decrecimientos en las fuentes de producción geotérmica y térmica así como las exportaciones alcanzó un total de 51,97 GWh. Para suplir dicho faltante, en la columna Participación por fuente para cubrir déficit se indica que la generación eólica fue la que suplió casi dos terceras partes (un 63,93% del déficit), mientras que las importaciones respondieron por un 34,78% y la hidroeléctrica únicamente debió satisfacer el 1,26% de dicho faltante. Tabla N 1. Variabilidad de la producción por fuente en junio de 2013 y junio de Fuente jun-13 jun-14 Diferencia Crecimiento Participación por fuente para cubrir incremento Hidro 602, ,44 0,657 0,11% 1,26% Geotérmica 128, ,18-1,270-0,99% Térmica 67,373 45,16-22,209-32,96% Eólica 24,655 57,88 33, ,75% 63,93% Solar 0,084 0,094 0,010 11,99% 0,02% Importaciones 3,957 22,033 18, ,75% 34,78% Exportaciones 0,580 0,580 NA Demanda 827, , ,907 3,37% 100,00% Ahora bien, siendo tan importante el aporte eólico, resulta de interés comparar la producción energética por parque eólico, para determinarla importancia de cada uno en el total generado por esta fuente y evaluar la causa raíz del incremento arriba descrito. Según el gráfico N 9 existen dos causas principales en el incremento de la utilización del recurso eólico, la primera es que cada planta tuvo un mayor aprovechamiento del recurso. Lo anterior puede responder a variables climáticas, como por ejemplo que los vientos se mantengan en los límites de velocidad operables por intervalos más prolongados por día, entre otros factores. La segunda causa es la entrada en operación del Proyecto Eólico Chiripa de 49,5 MW, el cual vino a aportar un 15,61% de la generación eólica durante el mes de junio (12,88 GWh). 5

6 Gráfico N 9 Generación eólica en GWh por planta, junio 2013 y junio de Gráfico N 10 Peso por fuente primaria en la generación nacional, junio 2013 y junio 2014 El mes de junio 2014, como se mencionó, se presentó un aumento en la demanda energética del 3,37% respecto a junio 2013, y analizando sobre la base de generación total para cada año en el gráfico N 10, se puede apreciar el peso porcentual de cada fuente de energía se percibe que el recurso eólico creció para el 2014 en casi 4 puntos porcentuales mientras que la energía térmica decreció en casi 3 puntos porcentuales a pesar del aumento en la demanda. Así mimo el peso porcentual tanto de la hidroeléctrica como la geotérmica disminuyeron en valores inferiores al 1% en cada caso. Costa Rica en el MER A continuación se focaliza el comportamiento de Costa Rica en el MER en cuanto a la cantidad de MWh 4 transados donde se evidencia lo siguiente: 1. Existe una mayor participación del ICE en comprar energía en el MER, especialmente en MCR, sin embargo resulta interesante observar que en junio 2013 no se compró nada vía MOR, situación que sí se dio para el presente mes. ( ver gráfico N 8) 2. ICE vende energía en el presente mes vía MOR, situación que no ocurrió por ningún tipo de mercado en junio Lo anterior evidencia a un ICE más interesado en el MER en comparación a junio No se indican precios, dado que Costa Rica en junio 2013 únicamente realizó compras por medio del MCR, mismo que en las bases públicas no se indica el precio transado, por ello no se hace la comparación respectiva. 6

7 Gráfico N 11 Energía (MWh) comprada y vendida por Costa Ricaen el MER por tipo de mercado, junio 2013 y junio 2014 Importaciones en comparación con energía térmica de Costa Rica A continuación se analiza el comportamiento de las importaciones realizadas por el ICE en comparación con la producción térmica, en razón de que las importaciones son el mecanismo ideal para la sustitución de energía térmica al no contar con otros recursos energéticos. Las principales diferencia presentadas entre junio 2013 y junio 2014 se evidencia a continuación: Gráfico N 12 Participación porcentual de las transacciones de Costa Rica por tipo de mercado junio 2013 y junio Se mantiene la existencia de 4 plantas térmicas consideradas relativamente caras en comparación con el precio más alto pagado por el ICE en el mes de junio 2014 ($255/MWh), las cuales son: Moín III, Moín II, San Antonio y Barranca (Gráfico N 13). 2- La participación de las plantas térmicas se mantuvo relativamente constante, siendo Garabito la de mayor participación tanto en junio 2013 (92%) como en junio 2014 (91%) (Gráfico N 14). 3- La producción de energía térmica disminuyó en un 33%, y las importaciones aumentaron un 457%(Tabla N 2). 4- Las importaciones de energía se incrementaron significativamente para junio 2014 con respecto a junio 2013, pasando de importar 3,95 GWh a 22 GWh (Tabla N 3). 7

8 Gráfico N 13 Costo variable promedio de energía térmica por orden de mérito económico por planta térmica ($/MWh) Tabla N 2 Producción de energía con recurso térmico dividido en plantas térmicas caras y baratas para junio 2013 y junio (Datos en GWh) Plantas baratas 65,6 42,6 Plantas caras 1,7 2,6 Total 67,4 45,2 Tabla N 3 Crecimiento de las importaciones y producción con recurso térmico, junio 2013 y junio Crecimiento Térmico 67,4 45,2-33% Importaciones 3, % Gráfico N 14 Participación porcentual por planta en la producción térmica, junio 2013 y junio Análisis del precio de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del ICE Este análisis pretende verificar si los precios que ofertaron para la venta los demás países de la región fueron inferiores al costo marginal del sistema eléctrico nacional (expresión 1.1), mediante el precio mínimo de todas las ofertas de venta realizadas en el MOR para cada hora estudiada. A este precio mínimo se le sumó el costo variable de transmisión (CVT) promedio 5, lo anterior se expresa en la ecuación 1.2. Donde: P < CMg (1.1) P = Pmin + CVTme (1.2) P: precio mínimo a comparar con el costo marginal del 5 El modelo del EOR calcula un CVT para cada hora el cual puede presentar mucha variabilidad, sin embargo, no es posible obtener este para cada hora de una manera verificable. Así las cosas debido a la complejidad del método, se decide utilizar el CVT promedio de los contratos realizados por el ICE, obtenido de las compras en el MCR realizadas por ese Instituto en el periodo de estudio. 8

9 sistema. P o< Pex <CMg (1.3) CMg: costo marginal del sistema eléctrico. Pmin: precio mínimo promedio de las ofertas de venta realizadas por los demás agentes de la región en el mercado de oportunidad, para cada día y cada hora analizada. CVTme: costo variable de transmisión promedio de los contratos realizados por el ICE con otras empresas de la región para el periodo de estudio. 1. Determinación de posibles pérdidas de oportunidad de compra: Ahora bien, según la expresión 1.1 si el ICE no realizó ofertas al ser el precio mínimo a comparar menor que el CMg, entonces desaprovechó una oportunidad de compra, en donde pudo importar a un menor costo para sustituir la generación térmica. Donde, P o: precio máximo ofertado en las ofertas realizadas por el ICE para cada hora. Pex: precio ex-ante máximo de las ofertas nodales realizadas por Costa Rica, para cada hora. Para el mes de junio 2014, hubo150 horas en las cuales el ICE realizó ofertas de compra de energía en el MER, no caso y tuvo oportunidad de mejora vía precio. (Ver diagrama N 1). Diagrama N 1 Comportamiento de las decisiones del CENCE por medio de análisis precio, junio 2014 Para el mes de junio 2014 el CENCE tuvo pérdidas de oportunidad de compra en 113 horas, cantidad muy inferior a las horas para el mes junio (Ver diagrama N 1). 2. Determinación de la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad de compra debido a los precios ofertados Para determinar la cantidad de posibles pérdidas de oportunidad debidas al precio de compra ofertado se verifica si el precio ofertado máximo (P o), es menor al precio exante de compra, el cual a su vez es menor al CMg. Lo anterior se puede expresar de la siguiente forma: 6 El monto por pérdidas de oportunidad para el mes de junio 2013, fue calculado en el boletín anual de la Intendencia de Energía llamado Análisis del Mercado Eléctrico Regional, desde una perspectiva nacional. A un año del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (Junio 2013-Mayo 2014). Análisis cantidad de las ofertas de compra de energía en el MER por parte del CENCE Para determinar si el ICE realizó buenas ofertas en el MOR por concepto de la cantidad de MWh ofertados por hora, se utilizó el siguiente supuesto: El ICE realizó una cantidad inadecuada de ofertas de compra en el MOR, cuando se cumple la desigualdad 1.4, tal como sigue: (Qo) < (Qr) < (Qt) (1.4) 9

10 Donde: Qo: cantidad de energía ofertada por el CENCE. Qo: cantidad ofertada en el MOR + compras en MCR. Qr: cantidad de energía requerida por el CENCE. La cual se obtiene de la cantidad de energía predespachada 7 en las 4 plantas térmicas más caras, determinadas en el apartado anterior. 1- Pérdidas de oportunidad de venta de energía Se determinó que el ICE tuvo una pérdida de oportunidad de venta en el MER, si el Costo marginal ajustado (parque térmico) fue inferior al precio de compra máximo ofertado en la región menos un costo variable de transmisión 9. Qt: máxima capacidad de transmisión de energía desde Guatemala 8 hacia Costa Rica, para cada hora. En el análisis anterior se encontró que para el mes de junio 2014, de las 720 horas totales, en ninguna el CENCE presentó una mala oferta por concepto de cantidad de energía. Donde, Costo marginal ajustado para la hora i;. Exportaciones en comparación con planta térmicas Se considera si el ICE realizó un buen uso del MOR en cuanto a las ventas, por medio de los precios de compra ofertados por los agentes del MER, los precios de venta ofertados por el ICE y un costo marginal ajustado del ICE. El análisis se divide en dos partes, 1- para conocer si el ICE debió ofertar vender energía en las horas en las que no lo hizo y 2- para conocer si el ICE realizó ofertas de venta con precios adecuados. De la siguiente manera se determinaron los dos casos anteriores: =Costo marginal del SEN para la hora i = Costo variable promedio de la planta térmica más barata para el mes de junio, en este caso garabito 10. Precio de compra ofertado más alto en la región para la hora i. i=[00, 23] Para todas las horas del mes de junio 2014, el ICE no tuvo pérdidas de oportunidad de venta, por lo que el comportamiento del ICE en este concepto fue perfecto. (Ver Diagrama N 2). = 7 La cantidad de energía predespachada con las 4 plantas térmicas caras se obtiene del prenac del CENCE, el cual no incluye importaciones. 8 Considerando que, tal y como se explicó apartados adelante, Guatemala se ha posicionado como el vendedor de la región. 9 Se utilizó el mismo CVTMe que en el análisis precio de las importaciones del presente boletín. 10 Se puede dar la posibilidad que no se oferte vender cuando de margina con Hidroeléctrico, ya que por planificación intertemporal se necesite almacenar agua, no obstante aún con ese supuesto como mínimo se debería ofrecer energía a un costo igual o mayor al costo promedio de PT Garabito. 10

11 2- Posibilidad de mejora en ofertas de venta vía precio Vía análisis de precio ofertado Se considera que el ICE tuvo posibilidad de mejora en ofertas de venta, cuando realizó una oferta y no fue cazada, y a la vez el costo marginal del sistema fue inferior al precio promedio exante, de la siguiente manera: El nivel del embalse de Arenal representa un valor de gran importancia ya que se produce anualmente alrededor del 7% del total anual de consumo energético del país. La cota máxima de este embalse es 546 msnm que representa una energía útil de aproximadamente 1700 GWh 11 mientras que su mínimo es de 529 msnm. El menor nivel de embalse se presentó en 1994 con 538 msnm, mientras el máximo sucedió en 2004 con 545 msnm. venta del ICE en la hora i. =Precio promedio exante de todas las ofertas de Para todas las horas del mes de junio 2014, se comprobó que para 137 horas el ICE tuvo oportunidad de mejorar las ofertas de venta vía precio, es decir, disminuyendo el precio de venta ofertado, pudo haber exportado una cantidad mayor de energía. (Ver Diagrama N 2). Diagrama N 2 Comportamiento de las decisiones de exportación del ICE por medio de análisis precio, junio 2014 Gráfico N 15 Nivel real del embalse de Arenal respecto a la curva estimadas según hidrología. Curva de demanda y embalse de Arenal 11 Amador J., Laporte S., Chacón R., cuenca del río Arenal: Análisis de los eventos del Niño de los años , y febrero Instituto Meteorológico Nacional 11

12 Gráfico N 16 Curva del nivel real del embalse año 2013 contra año 2014 El nivel de embale se traduce en la disponibilidad de agua para generar durante los meses de verano en los cuales las plantas filo de agua no disponen del recurso suficiente para producir de manera constante y en cantidades significativas. Es decir, la generación de Arenal ayuda a reducir la cantidad de energía térmica necesaria para suplir la demanda en los meses secos, esto se refleja en la disminución que presenta el nivel desde el mes de enero hasta el mes de junio durante el cual empieza a recuperar nivel para el próximo año. El gráfico N 15 presenta el nivel teórico del embalse de Arenal ante diferentes escenarios de hidrología y lo compara con el nivel real en el que está actualmente dicha represa, en el mismo se aprecia que se encuentra en un nivel por encima del esperando ante una hidrología superior. La comparación de los niveles reales del embalse para el año 2013 y lo que llevamos del 2014 se aprecia en el gráfico N 16, en la cual es fácil ver que desde principio de mayo el nivel de la represa ha sido superior al presentado para el mismo período del 2013, siendo esto un panorama alentador ya que de continuar con este comportamiento creciente se prevé un buen nivel de embalse para el verano de generación nacional, mientras que la curva predespacho considera las importaciones de energía tanto por contrato como por mercado de oportunidad. Es importante que las curvas presentadas de prenac y predespacho correspondan a una estimación de la demanda y de cómo ésta sería suplida a manera de guía para atender la demanda real.. La importación de energía afecta el despacho de todas las fuentes energéticas nacionales, en especial comparando ambas curva es apreciable la disminución de la cantidad de energía térmica tanto barata como cara que se debería utilizar si no se contara con esta facilidad. Durante junio la disminución de térmico presentada entre la curva prenac y predespacho correspondió a un 11% y 76% de térmico barato y caro respectivamente. La atención de la demanda real presenta desviaciones respecto a la prenac debido a la disponibilidad de real del recurso para generación además de la desviación de la demanda hora a hora. En el gráfico N 19 se presenta la curva real de demanda, la cual presenta una demanda 6% menor a la estimada en el predespacho, lo cual representó un decremento de la energía térmica necesaria para la satisfacción de la demanda, siendo la desviación negativa (real menor a pre despachada) de energía térmica de 54% y 33% para térmico barato y caro respectivamente. Gráfico N 17 Curva de demanda por fuente según prenac para junio En lo que respecta a la curva de demanda, el gráfico N 17 (curva prenac) y N 18 (curva predespacho) muestra el despacho más eficiente y económico por fuente para la satisfacción de la demanda estimada, la curva prenac toma en cuenta únicamente el parque 12

13 Gráfico N 18 Curva de demanda por fuente según predespacho para junio Para estimar el ahorro, se calcula el valor de lo sustituido a costos de las plantas térmicas caras, menos lo que costó comprarla en el MER. En el caso de exportación, se tomó el costo marginal mostrado en el PRENAC para la hora y día en que se exportó, con el fin de estimar el costo de la exportación. La ganancia por exportación es la diferencia entre lo recibido por la venta, menos el costo de exportación antes indicado. Gráfico N 19 Curva real de demanda por fuente para junio Es así como se obtiene el Beneficio en el MER como la suma del ahorro vía importación, más la ganancia por exportación. Por lo tanto el beneficio económico de Costa Rica dentro del MER para el mes de junio, fue de un beneficio estimado aproximado de $ La tabla N 4 muestra el desglose del beneficio económico 12 para el mes de junio014: Beneficio económico de CR en el MER Con el fin de monetizar el impacto de la incorporación de Costa Rica en el MER se procede a la estimación del ahorro en el mes de junio, para lo anterior se parte del siguiente supuesto. Lo importado sustituirá los MWh requeridos por las plantas térmicas más caras bajo el principio económico, es decir la sustitución empieza por Barranca, San Antonio, Moín II y por último Moín III siempre y cuando estén presentes en el Pre despacho nacional que no toma en cuenta la participación del MER (PRENAC) del día respectivo El precio promedio por MWh utilizado en MCR fue de $190, según datos enviados por el ICE para el mes de junio Para los días en que lo importado en el MER es mayor a lo requerido en las plantas térmicas caras según PRENAC, se procedió a estimar el ahorro en función a la cantidad de MWh requerido por esas plantas. 13

14 la cantidad de energía ofertada para comprar en el MER. Nota La Intendencia de Energía de la Autoridad Reguladora continuará realizando boletines mensuales con el seguimiento de la información contenida en éste y con información que considere relevante sobre el MER y desempeño nacional en el mismo, los cuales estarán disponibles en la página web Principales conclusiones En términos generales, se destacan los siguientes puntos: 1. Se evidencia un aumento en la cantidad de energía transada con respecto a junio Existe mayor participación del ICE en el MER, tanto en compras y ventas, además por tipo de mercado. 3. El precio promedio de venta disminuyó mientras que el precio promedio de compra aumentó (se disminuye la brecha de precios). 4. Se evidencia una mejora en la participación del ICE en el MER. Teniendo pérdidas de oportunidad de compra muy inferiores con respecto a junio Se evidencia un buen comportamiento del ICE en todas las horas de junio 2014, en cuanto a 14