03-99 LA COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CONSIDERANDO:

Transcripción

1 RESOLUCION No. CNEE LA COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA CONSIDERANDO: a) Que en ofco frmado por el admnstrador del Mercado Mayorsta de fecha 3 de Febrero de 1999, y referenca GG se remte para su aprobacón a la COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA, el procedmento de desvíos de potenca, aprobado por la Junta Drectva del Admnstrador del Mercado Mayorsta, el cual contene todas las modfcacones ncorporadas por el AMM. b) Que de acuerdo a lo establecdo en el Artículo Cuarto(4to) ncso e) de la Ley General de Electrccdad corresponde a la COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA, emtr las normas técncas relatvas al subsector eléctrco y fscalzar su cumplmento en congruenca con práctcas nternaconales aceptadas. c) Que de acuerdo a lo establecdo en el Acuerdo Gubernatvo No , publcado el 1 de juno de 1998, y que contene el Reglamento del Admnstrador del Mercado Mayorsta, en su Artículo Prmero (1º) establece que las Normas de Coordnacón Comercal, y Normas de Coordnacón Operatva elaboradas por el Admnstrador del Mercado Mayorsta serán aprobadas por la COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA, d) Que el documento que contene el procedmento de desvíos de potenca en referenca presentado por el AMM, ha sdo debdamente analzado por el Drectoro de la COMISION, con la asstenca de personal y asesores especalzados. e) La aprobacón del procedmento en referenca, tendrá una vgenca de carácter temporal, en tanto no se fnalce las Normas de Coordnacón Comercal por parte del Admnstrador del Mercado Mayorsta, y sean publcadas con la aprobacón preva de la COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA, ya que dchas normas contendrán el procedmento fnal en mencón. Por consguente, este procedmento no tene carácter de defntvo a menos que se ratfque en la publcacón de las Normas de Coordnacón Comercal del AMM. La COMISION ha aceptado el análss y aprobacón del msmo, con el propósto de garantzar la contnudad en el abastecmento del fludo eléctrco. POR TANTO: En uso de las funcones y atrbucones que le confere la Ley General de Electrcdad y su Reglamento, así como el Reglamento del Admnstrador del Mercado Mayorsta.

2 RESUELVE: PRIMERO: Aprobar, el PROCEDIMIENTO DE DESVIOS DE POTENCIA, aprobado por la Junta Drectva del Admnstrador del Mercado Mayorsta y sometdo a consderacón de la COMISION NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA, por el Gerente General de dcha entdad. El procedmento aprobado se descrbe a contnuacón: TRANSACCIONES DE DESVÍOS DE POTENCIA 1. Determnacón de los Desvíos de Potenca para los Partcpantes Productores. DEFINICIONES Transaccones de Desvíos de Potenca: Es el conjunto de ntercambos en el Mercado Mayorsta, que resulta de los excedentes o faltantes de potenca comprometda en contratos entre sus partcpantes. Desvíos de Potenca (DP). El partcpante productor que resulta en un mes con un desvío de potenca negatvo, establecdo como la dferenca entre su Oferta Frme Dsponble Total y la Potenca Total Comprometda en los Contratos en que vende potenca dcho Partcpante, debe comprar el faltante medante transaccones de desvíos de potenca. Para el calculo de desvíos de potenca el Admnstrador del Mercado Mayorsta consderará la Oferta Frme Dsponble Total Dara de cada Partcpante Productor. DP d = OFDT d PTC = Desvío de Potenca para el día d. DPd OFDT = Oferta Frme Dsponble Total dara. d = Potenca Total Comprometda en Contratos. PTC Oferta Frme Dsponble Total (OFDT). De un partcpante productor se calcula como la suma de la Oferta Frme dsponble de sus undades generadoras que no estén comprometdas en contratos para cubrr Reserva o Desvíos de Potenca, más la Oferta Frme Dsponble de las undades generadoras contratadas para cubrr reserva o desvíos de potenca. OFDT = OFD + jd OFD kd

3 Donde. = Oferta Frme Dsponble del Partcpante de sus undades Generadoras j en OFDjd el día d, que no estén comprometdas en Contratos para Cubrr Reserva o Desvíos de Potenca. = OFDkd Oferta Frme Dsponble del partcpante de las undades Generadoras k en el día d, contratadas para cubrr Reserva o Desvíos de Potenca. Oferta Frme Dsponble (OFD). Es la parte de la Oferta Frme de cada undad generadora que se calcula consderando la ndsponbldad regstrada en los períodos de máxma demanda del mes. (Artículo 1 del Reglamento del ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA). OFD OF OF = * d Dd = Oferta Frme. d Dd = Indce de Dsponbldad en el período de máxma demanda del día d d (complemento de la ndsponbldad). Dd H = d H * PDjd j = 1 PM Donde la suma se extende a las H horas del período de máxma demanda defndo en el artículo 87 del Reglamento del Admnstrador Del Mercado Mayorsta. = potenca máxma dsponble del generador en la hora j para el día d. PDjd Potenca máxma dsponble de una undad generadora térmca o hdroeléctrca con regulacón: es el mínmo valor entre la máxma potenca que la undad puede entregar al mercado, lbre de consumos nternos, y la que declara su propetaro que está en condcones de entregar. Este valor debe ser nformado en forma dara por cada Partcpante Generador y usado por el AMM para el despacho de carga y para el cálculo de las transaccones de desvíos de potenca. Para el caso de centrales hdroeléctrcas de flo de agua ( de pasada), la potenca máxma dsponble será la potenca producda cada hora, hasta la potenca máxma declarada.

4 La potenca máxma dsponble de una central será la suma de los valores ndvduales de cada una de sus undades, en los casos de cogeneradores o autogeneradores con consumos propos mportantes y centrales hdroeléctrcas se utlzará sólo la potenca dsponble de la central, con ndependenca de la dsponbldad ndvdual de cada undad generadora. S la undad está fuera de servco por cualquer razón atrbuble al Partcpante Productor, su PD es gual a cero. PM = es la potenca máxma que la undad generadora, es capaz de sumnstrar al sstema,neta de consumos nternos bajo las condcones de temperatura y presón atmosférca del sto en que está nstalada; En tanto se defne la metodología de comprobacón se consderará la potenca declara por los Partcpantes Productores. Oferta Frme (OF). Es una característca técnca de cada undad generadora que se calcula en funcón de su Potenca Máxma y de su dsponbldad. Se calcula de la sguente manera: OF PM = * D OF = es la Oferta Frme de la undad. D D índce de dsponbldad y se defne como: L PD j= 1 PM = L * jd La suma se extende a un número L de horas que se defne con los sguentes crteros: Las horas se cuentan a partr del 15 de Dcembre de 1998, prmera fecha en la que se ncan los regstros confables de dsponbldad hasta la últma hora del día anteror al de cálculo del desvío de potenca. Cuando L supera a 8760, la suma se lmta hasta exactamente este número de horas haca el pasado. Para undades nuevas, se consderará que para los días anterores a la puesta en servco y hasta completar un año, la potenca dsponble se calcula como:

5 PD PM = * j Df Donde : Df es la dsponbldad meda garantzada por el fabrcante. En caso de no exstr esta garantía se adoptará un valor de 0.8 Verfcacón de la Potenca Máxma Dsponble. A efectos de calculo de los desvíos de potenca el AMM utlzará la nformacón sobre la potenca máxma dsponble que le nforme cada generador. No obstante, s habendo declarado un generador un valor de potenca máxma dsponble y no pudera producrla a requermento del AMM, éste deberá consderar en las transaccones de desvíos de potenca que esta mposbldad estuvo vgente por un plazo que será el mínmo entre la últma vez que esa potenca fue entregada o desde el prmer día posteror a la últma lqudacón. 2. Determnacón de la compra de Desvíos de Potenca por Parte de los Partcpantes Consumdores. 2.1 Defncones. Cubrmento de la Demanda de Potenca: El Admnstrador del Mercado Mayorsta calculará la Demanda de Potenca de cada Partcpante Consumdor. S la Demanda de Potenca no está totalmente cuberta por contratos de potenca, deberá comprar el faltante medante transaccones de desvíos de potenca al preco de referenca de la potenca. Demanda Frme (DF): Representa la parte de la Demanda Máxma Proyectada que le corresponde a cada Dstrbudor, Exportador, Gran Usuaro o Comercalzador que demanda potenca y energía eléctrca en el Mercado Mayorsta, y que se calcula utlzando la relacón entre su demanda y la demanda total estmada para el Mercado Mayorsta, en la hora prevsta para la demanda Máxma Proyectada. Demanda Máxma Proyectada (DMP): Es el requermento de potenca máxma anual para el Mercado Mayorsta, y se ntegra sumando las potencas a generar, ncluyendo la de mportacón, mas la reserva determnada en la programacón de largo plazo. Demanda (D): Es la demanda de potenca de cada Dstrbudor, Exportador, Gran Usuaro o Comercalzador que demanda potenca y energía eléctrca en el Mercado Mayorsta. Demanda Regstrada (DR): Es la demanda de potenca regstrada para cada Dstrbudor, Exportador, Gran Usuaro o Comercalzador que demanda potenca y energía eléctrca en el Mercado Mayorsta en la hora de Máxma Demanda de cada día. Demanda Total Estmada (DTE): Es el requermento de potenca máxma anual para el Mercado Mayorsta y se ntegra sumando las potencas a generar ncluyendo la de mportacón.

6 Reserva (R): Para propóstos de la defncón de este parámetro se establece como reserva total estmada la establecda gual a la undad geneneradora de mayor tamaño prevsta a operar conforme a la programacón de largo plazo en el SNI, a la hora de máxma demanda del año consderando las mportacones. 2.2 Determnacón de la Demanda Frme. DF = DMP x D / DTE D es la demanda de cada partcpante. DMP = PG L + I + R. PG L potenca a generar en la hora de máxma demanda del año. I potenca a mportar en la hora de máxma demanda del año. R Reserva en la hora de máxma demanda del año. 2.3 Necesdad de compra de Potenca por parte de los consumdores. Para determnar s un partcpante consumdor debe realzar compras de desvíos de potenca se deberá verfcar daramente s su demanda de potenca regstrada es mayor que la potenca contratada, en caso se dé esta condcón el partcpante deberá comprar la dferenca en el mercado de Transaccones de Desvíos de Potenca. DP I = PC DR DP I = Calculo del desvío de potenca daro para el consumdor. PC = Potenca contratada por el consumdor. DR = Demanda regstrada para el consumdor. El AMM calculará la cobertura de la demanda para cada partcpante consumdor consderando la demanda máxma proyectada y su demanda frme. DPC j = CP j - DF DPC j Cobertura de la demanda frme del consumdor en el mes j. CP j es el contrato de potenca del consumdor en el mes j. DF Demanda Frme de potenca del consumdor.

7 3. Transaccones de Desvíos de Potenca. El desvío de potenca total (DPT m(-) ) a comprar en el mes en el Mercado de Transaccones de desvíos de potenca se establece como: DPT m(-) = Σ gm DP g(-) + Σ cm DP c(-) gm es el productor g en el mes m. cm es el consumdor c en el mes m. DP g(-) requermento de desvíos de potenca negatvos del generador. DP c(-) requermento de desvíos de potenca negatvos del consumdor. 4. Valor Total Recaudado Por Desvíos de Potenca. La recaudacón por desvíos de potenca (RDP m ) en el mes se calcula de la sguente manera. RDP m = DPT m(-) /(das del mes) X PREFP PREFP Preco de referenca de la Potenca. 5. Dstrbucón De La Recaudacón Por Desvíos De Potenca. La recaudacón por desvíos de potenca del mes se dstrbuye conforme a los sguentes crteros: DPT m(+) =Σ gm DP g(+) Remuneracón de los Partcpantes Productores con desvíos de potenca postvos en el mes: VDP m = MIN { DPT m(+) x PREFP a );RDP m }*(Σ DP m(+) )/DPT m(+) VDP m Pago por venta de desvíos de potenca postvos al productor en el mes m. S: RDP m - DPT m(+) x PREFP a ) > 0

8 La dferenca se destna a reducr los cargos por el servco complementaro de reserva de los Partcpantes Consumdores. La dstrbucón de este remanente se realzará en forma proporconal a las compras de energía de los Partcpantes Consumdores en el MM. 6. Preco de Referenca de la Potenca 6.1 Defncón Se defne como Preco de Referenca de la Potenca (PREFP) al costo margnal de nversón para nstalar una undad de generacón de punta, ncluyendo la nversón requerda para la conexón eléctrca de la central con el Sstema Eléctrco. El PREFP podrá revsarse mensualmente. 6.2 Aplcacón El Preco de referenca de la potenca (PREFP) es el preco untaro utlzado para la valorzacón de las transaccones de Desvíos de Potenca en el MM. El valor del PREFP se defne en el Nodo de Referenca del MM, por lo que las transaccones de desvíos de potenca deben trasladarse a ese nodo para su valorzacón. 6.3 Metodología de cálculo El AMM, conjuntamente con cada Programacón de Largo Plazo determnará el PREFP de acuerdo a la sguente metodología: a) Se seleccona la undad de generacón de punta de menor costo anual fjo, consderando como tal la suma de la anualdad de la nversón (ncluyendo la requerda para la conexón eléctrca de la central el sstema de transmsón) y los costos anuales fjos de operacón y mantenmento. b) Salvo que estudos muestren la exstenca de undades de menor costo anual fjo, para la seleccón el AMM debe consderar el costo nuevo de turbnas de gas de últma tecnología, adecuadas para la operacón en horas de punta. La potenca untara máxma (POT) a consderar para estas alternatvas deberá ser del orden del 10% de la Demanda Máxma Proyectada para el año bajo programacón. El AMM deberá solctar cotzacones a fabrcantes reconocdos de turbnas de gas para calcular el costo de nversón CIF cudad de Guatemala. La Comsón Naconal de Energía Eléctrca establecerá los crteros aceptables para la determnacón del costo de nversón a que se hace referenca en el punto anteror. En el íntern se solctará tres cotzacones a fabrcantes reconocdos de turbnas de gas y se selecconará la más baja. c) La anualdad de la nversón se obtene a partr del valor nuevo de reemplazo de una undad con potenca nstalada gual a POT, consderando una tasa de actualzacón del 10% y una vda útl de 30 años para la conexón y 20 años para el generador. AI = VNRG * FRC(10%;20) + VNRCE * FRC (10%;30) + GOM

9 FRC es el factor de recuperacón del captal para la tasa de actualzacón y la vda útl consderada. VNRG: valor nuevo CIF de una undad generadora con las característcas antes descrptas. VNRCE: costo de las nstalacones para conectar a la undad generadora al sstema de transmsón en alta tensón, y para abastecerla de combustble. No ncluye el costo de compra del combustble. GOM: gastos fjos de operacón y mantenmento de una undad generadora de pco. Hasta tanto la Comsón realce estudos para determnar el valor mas adecuado para estos gastos, se lo fja en un valor anual gual al 3% de la nversón en generacón (VNGR). d) Para tener en consderacón el resgo de faltantes se ncrementa la anualdad de nversón multplcándola por el factor (1 + FR) que tene en cuenta la ndsponbldad meda del equpamento. El FR es gual al 20 %. e) Se determna PREFP como: AI * (1+ FR) PREFP = * POT SEGUNDO: VIGENCIA: La presente resolucón cobrará vgenca de forma nmedata y será de carácter temporal, fnalzando el día en que se publquen las Normas de Coordnacón Comercal del Admnstrador del Mercado Mayorsta. TERCERO: El Admnstrador del Mercado Mayorsta será el encargado de hacer del conocmento de los nteresados el contendo de la presente resolucón. Dada en la Cudad de Guatemala, el día mércoles 3 de Febrero de 1999.