Costo (US$) D max P 2 T horas. Tecnología 1 Tecnología 2 Tecnología 3

Transcripción

1 Pago por capacidad: Evolución en el caso Chileno y su impacto en las inversiones CREG-ALURE Seguridad y suficiencia en el suministro de la energía eléctrica Marzo 2002 Fundamentos del esquema tarifario chileno de generación 1

2 Modelo de eficiencia económica Desarrollo según fuerzas del mercado Objetivo: Eficiencia económica Competencia (Libre acceso) Desintegración Generación-Transporte-Distribución Se cuestiona las economías de escala Subsidiaridad del Estado Precios: Señal de uso eficiente de recursos. Gestión: Maximización de beneficios de los agentes Papel del estado Función normativa y fiscalizadora Regulación de monopolios naturales Simulación mercado competitivo Incentivar eficiencia Desregulación de mercados competitivos Fuerzas del mercado Promoción participación privada Política antimonopolios Libertad de acceso Rol subsidiario (planificación indicativa). Regulación ambiental. 2

3 Estructura del mercado de generación Posibilidad de competencia Economías de alcance -> Se actúa a por regulación Operación en orden de merito Mayor seguridad de servicio Regulación cubre aspectos tales como: Coordinación n entre empresas Libre compra - venta Libre acceso a redes de transporte Liberar entrada/salida al mercado Señal de eficiencia económica : tarificación a costos marginales Tarificación en base a costos marginales Costos marginales de energía Costo de suministrar una unidad adicional de energía en un período dado permite que se tomen descentralizadamente decisiones de operación que tienden a un óptimo global Costo marginal de potencia Costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico con el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas en que el sistema eléctrico requiere incrementar su capacidad. 3

4 Tarificación a costos marginales y equilibrio financiero en generación Bajo condiciones de expansión óptima del sistema eléctrico, los ingresos obtenidos por ventas de energía al costo marginal instantáneo, más los ingresos por ventas de potencia al costo de desarrollo de potencia de punta, son iguales al costo de capital más los costos de operación para cada tipo de unidad generadora del sistema. Dado un conjunto de tecnologías de generación disponible, existirá una combinación óptima de ellas para abstecer la demanda. Costo (US$) Tecnología 1 Tecnología 2 Tecnología 3 a3 a2 a1 T1 T2 D max P1 P 2 P3 T 1 T horas 4

5 Supongamos que se debe abastecer la siguiente curva de carga anual P (MW) 1000 MW P = ,0761 * t para t<= 8760 E = 5840 GWh 333,3 MW 8760 t (horas) Para abastecer la demanda se dispone de las siguientes tecnologías de generación: Central Costo Inversión Costo operación C1 C2 C3 250 US$/kW 60 mils/kwh 600 US$/kW 26 mils/kwh 800 US$/kW 19 mils/kwh Tamaño optimo de la tecnología C3: ,019*t = ,026*t Así, el tamaño de la central C3 es de 782,6 MW. Tamaño óptimo de la tecnología C2: ,026*t = ,060*t tamaño de la central C2 es de 139,1 MW Para C1 el tamaño óptimo resulta 78,3 MW. Las energías generadas por las centrales son: C1 = 40,3 GWh C2 = 270,2 GWh C3 = 5.529,5 GWh 5

6 Costos de operación e inversión del sistema Los costos de operación totales son de 114,4 Miles de US$ C1 = 2,4 Miles US$ C2 = 7,0 Miles US$ C3 = Miles US$ Los costos de inversión anualizados alcanzan a 72,9 Miles de US$ anuales: C3 = 62,6 Miles US$ C2 = 8,3 Miles US$ C1 = 2,0 Miles US$ El costo total de inversión y operación anual es de 187,4 Miles de US$. Ingresos del mercado marginalista de generación son.. Los ingresos de los generadores por energía a costo marginal totalizan 162,4 Miles de US$ Los ingresos anuales por potencia totalizan 25 Miles de US$ El precio de a potencia es el costo de inversión de la unidad de punta, es decir, C1. La recaudación total es la potencia vendida o abastecida por el precio (Costo marginal de potencia), es decir, 1000 MW multiplicado por 25 US$/kW/año. Se logra el equilibrio financiero: Ingresos totales percibidos son 187,4 Miles de US$ son iguales a los costos de inversión y operación. 6

7 El problema de La remuneración por potencia en el SIC Suficiencia en un sistema eléctrico hidro- térmico Suficiencia en un sistema eléctrico: Un sistema eléctrico es confiable cuando garantiza el suministro en el largo plazo con una alta probabilidad. Suficiencia y seguridad no son lo mismo: No hay que confundir el concepto de suficiencia,, relacionado con la garantía del equilibrio oferta -demanda, con el concepto de seguridad de abastecimiento,, que se refiere a condiciones dinámicas de corto plazo. Suficiencia Largo Plazo Potencia firme Seguridad Corto Plazo Servicios complementarios Como se logra la suficiencia? 7

8 Mediante remuneración por potencia disponible para salvar eventos críticos La remuneración por potencia valoriza la capacidad de las unidades de aportar a la suficiencia del sistema. Qué es la potencia firme de una central? Es el nivel de potencia que la central puede aportar al sistema en las horas de punta, con un alto grado de suficiencia. La metodología de cálculo de potencia firme debe garantizar remuneración adecuada por potencia a todos los generadores Dos tecnología tipo que compiten: Hidroeléctrica y Térmica Remuneración adecuada Sistema confiable La variabilidad hidrológica es relevante a efectos de determinar el aporte a la suficiencia MW Capacidad hidráulica MW Capacidad térmica PMAX PMAX HUMEDOMEDIO 30% 30% SECO 30% HUMEDOMEDIO 30% 30% SECO 30% 8

9 MW La Capacidad del sistema cambia según la variabilidad hidrológica PMAX Evento crítico en que se requiere ampliar la capacidad de generación Costo marginal de la potencia = costo mínimo de ampliar la capacidad Demanda Máxima HUMEDOMEDIO 30% 50% SECO 15% SECO 5% Por qué el evento crítico se produce en horas de demanda máxima y en hidrologías secas? CAPACIDAD PROBABLE DEL SISTEMA MW hidro húmeda hidro media hidro seca Baja probabilidad de pérdida de carga ante indisponibilidad de centrales Demanda Alta probabilidad de pérdida de carga ante indisponibilidad de centrales Horas de punta horas 9

10 Cuando esta remuneración es adecuada? Cuando se valorizan las unidades en la medida del aporte que ellas hacen a la suficiencia del sistema, logrando un adecuado equilibrio hidrotérmico. Una metodología errónea de cálculo de potencia firme: Incentiva instalación de unidades que no aportan a la suficiencia del sistema. Puede promover el retiro de centrales existentes que aportan a la suficiencia. Desequilibrio hidrotérmico Crisis futura Porqué es necesario un equilibrio hidro-termico? Capacidad del sistema es variable. Centrales térmica: Expuestas a fallas mecánicas. Centrales hidroeléctricas: Aporte hidraulico total Expuestas a variabilidad hidrológica y a falla mecánica. Es necesaria una adecuada señal de precio de la potencia de punta y reconocimiento de potencia firme según el aporte de cada central para superar el cuello de botella del sistema 10

11 Evolución del pago por capacidad en Chile Hitos regulatorios Promulgación de la Ley Eléctrica (DFL Nº1/82) en el año Reglamento de coordinación de la operación en el año 1985 (DS Nº6/85). Resolución N 56/1987 del Mnisterio de Economía Nuevo Reglamento de la Ley Eléctrica en el año 1998 (DS Nº327/97). Resolución N 119/2001 del Ministerio de Economía. 11

12 Esquema remuneratorio del DS 6/85 ( ) 1999) Concepto de potencia Firme: Potencia que se puede garantizar con muy alta probabilidad Durante un bloque de horas de alta demanda (por ej. 8 horas/día) En el periodo crítico del año (por ej. Abril-Setiembre) Que resulta útil para la suficiencia del sistema, es decir, contribuye a superar eventos críticos de abastecimiento - por ej. año seco Calculo de la potencia firme bajo el concepto de aporte marginal a la suficiencia Potencia Distribución para N centrales Psis Pi Distribución para N-1 centrales Potencia firme = Psis-Pi 0% 95% P 98% 100% Probabilidad Nivel de confiabilidad exigido en el rango 95-98% 98% Se exige ajuste oferta-demanda. 12

13 Se complementa con método de prorrateo de excedentes Según atributos de las centrales: Central hidroeléctrica: En central de pasada: Pf corresponde a potencia con afluente de año seco. Central con regulación: Pf depende del volumen de regulación y su disponibilidad hidrologica en año seco. Todas particpan proporcionalmente Central térmica Centrales eficientes: Abastecen la base Centrales térmicas ineficientes abastecen preferentemente la punta instantánea Regla básica de comercialización Un generador que vende en contratos mas que su potencia firme debe comprar el faltante a quienes tienen excedentes Compras y ventas se hacen a través del CDEC Precio de Pf en el CDEC es regulado por CNE. Refleja el costo de capital de una turbina a gas destinada a abastecer los incrementos de demanda en el sistema. Uso de factores de penalización para los nodos del sistema. Transferencia CDEC Gen C: P Inst. = 1 Pf= 1 Contr =0 Gen B: P Inst = 3 Pf= 2 Contr =2 Gen A: P Inst = 5 Pf= 2 Contr =3 Demanda total = Contratos = P. Firme 13

14 El DS 327/97 y la RM 119/2001 En aspectos conceptuales dispone: Reconoce la potencia firme como la fuente de la garantia de suministro de largo plazo, establece el concepto de suficiencia. La potencia firme no depende del despacho. El cálculo de suficiencia debe efectuarse para el evento critico a superar: hidrología mas seca de la estadística. Los autoproductores obtienen potencia firme por sus excedentes. Los precios del mercado de generación son consistentes con los precios de nudo. El método de la resolución Establece un periodo transitorio en que incorpora en el pago por potencia una componente de seguridad (Servicio complementarios). P. Firme Seguridad (Servicios complementarios) Caso Caso Tiempo Caso Tiempo Suficiencia de partida de toma de carga x 0.8 x 0.1 x 0.1 Potencia firme preliminar Ajuste a la demanda 14

15 Cálculo de suficiencia: Las centrales térmicas entran con su potencia instalada. Las centrales hidroeléctricas de pasada entran con su potencia empuntable para hidrología seca y durante las 5 horas de punta de cada día Las centrales de embalse participan con una potencia de base y una potencia de punta bajon hidrología seca. Componente de seguridad debe ser eliminada en el corto plazo para ponderar en 100% la suficiencia: Se esta incorporando el pago de regulación de frecuencia en forma explicita. Efectos en las inversiones 15

16 Comparación de tecnologías disponibles Costos medios de operación e inversión: Hidraulico US$/MWh Térmico Ciclo combinado US$/MWh Térmico carbón US$/MWh Turbina a gas diesel US$/MWh Desarrollo del sistema: Período : 1996: Carbón-Hidraulico Período : C. Combinado gas - Hidraúlico La forma en que se asigna la remuneración por potencia define la forma en que entran las centrales con tecnología marginal: potencia firme y precio de la potencia. Precio de la potencia: Tamaño de la unidad y MRT Potencia firme: Forma en que se asigna la potencia a las distintas unidades. 16

17 Precio de equilibrio de energía de tecnología marginal (C. Combinado) % Varioación precio energía de equilibrio 0.0% -1.0% -2.0% -3.0% -4.0% -5.0% -6.0% -7.0% -8.0% 70% 75% 80% 85% P. firme/p. Instalada MRT 12% 15% 20% Ejemplo para dos criterios de asignación de potencia firme: Se considera un ciclo combiando como la tecnología marginal bajos los siguientes escenarios: P. Firme = 85% de P. Instalada P. Firme = 75% de P. Instalada Se determina los planes de expansión bajo ambos escenarios. 17

18 Plan de expansión resultante: Caso 85% P. Firme CC Oct 2005 CC Jul 2006 CC Jul 2008 Costo Operación del sistema en horizonte de estudio: Millones de US$ Caso 75% P. Firme CC Ene 2006 CC Oct 2006 CC Oct 2008 Costo Operación del sistema en horizonte de estudio: Millones de US$ Impacto sobre el sistema(probabilidad de falla). 8.00% 7.00% 6.00% 5.00% 4.00% 3.00% 2.00% 1.00% 0.00% Ab r- 05 Ju n- 05 Ag o- 05 Oc t- 05 D ic- 05 Fe b- 06 Ab r- 06 Ju n- 06 Ag o- 06 Oc t- 06 D ic- 06 Fe b- 07 Caso 85% Caso 75% 18

19 Fin P (MW) E1 = 3293,6 GWh E2 = 1557,4 GWh E3 = 989,1 GWh CMg 3 = 60 mils/kwh CMg 2 = 26 mils/kwh CMg 1 = 19 mils/kwh E3 E2 E1 1029,4 1827,7 5902,9 t (horas) 19