El Mercado Eléctrico - IEEE Web Hosting · 2006. 2. 20. · El Mercado de Electricidad Marcelo...

IEEE - Marcelo Tardío A. 1

El Mercado deEl Mercado deElectricidadElectricidad

Marcelo Tardío A.

El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico

• El mercado es un lugar físico en el cual se juntan compradores y vendedores para realizar transacciones.

• En todos los mercados existe un pago único por el bien o servicio realizado, traducido en el precio pagado por el propio bien o servicio.



• Existen diversas estructuras de mercados, desde mercados de competencia perfectahasta los mercados que se constituyen en monopolios.

• Por ejemplo un mercado de jabones, es un mercado competitivo, ya que el precio no es fijado por los compradores y vendedores, sino por el propio mercado en sí.


• En este mercado, nadie paga una tasa fija a las empresas para que siempre existan jabones en el mercado.

• La dinámica de un mercado competitivo es elevada



• Las características de un mercado competitivo pueden ser resumidas en:– Muchos compradores.– Muchos vendedores.– El precio es fijado por el mercado y no por la

influencia de unos pocos compradores o vendedores.

– Si el precio es elevado, un comprador puede escoger fácilmente otro proveedor.

– Puede consumir una menor cantidad o dejar de consumir (elasticidad de la demanda).

– Existe información perfecta.


• ¿Cuáles son las características de un mercado eléctrico?– Bien homogéneo.– Baja o nula elasticidad de la demanda.– Curva de oferta limitada en el lado derecho.– Curva de demanda prácticamente vertical.– Balance perfecto instantáneo entre la Oferta

y la Demanda.



OD

CMg

MWh


MercadoMercado

Inversiones

Fallas

Fallas en la Demanda:1. Elasticidad2. Variaciones Precios de Energía

Precios de ReservaPrice Spikes

Precios de Capacidad

Requerimientos de Reserva Operativa

“Price Caps”

Requerimientos de Reserva de Capacidad

CapacidadInstalada



• Como en todo mercado, el mercado eléctrico debería tener un solo precio

• Se debería pagar el precio de la energía en $/MWh.

• Esto significa que cuando exista sobreoferta de capacidad instalada, el precio debería bajar.

• Si no existe capacidad suficiente, es decir escasez como cualquier otro bien, el precio debería subir.


Este es denominado:Este es denominado:

Mercado deMercado deSolamente EnergSolamente Energíía a



• Hasta cuánto debería subir el precio de la electricidad?

• Hasta qué precio usted pagaría por un bien escaso y que lo necesita?

• Nótese que la valoración es totalmente subjetiva.

• Cada persona le “da un valor” diferente a un bien o servicio, basado en su perspectiva personal.


• Bueno y cómo coordinamos para que esto ocurra?

• Para que cada uno pague hasta el precio a que está dispuesto a pagar?

• Debido a la estructura actual del mercado, no se puede tomar estas decisiones individualmente por los usuarios, por lo que, esta toma de decisiones debe estar necesariamente centralizada.

• Generalmente la toma el Operador del Mercado


Fallas de la DemandaFallas de la Demanda


• Las falla de la demanda se resumen en:1. Elasticidad: Prácticamente no existe elasticidad

en la demanda eléctrica.• Si uno va al mercado conoce el producto y su

precio de mercado (información perfecta).• Si para la persona está muy caro no lo

compra• Como saber el precio de la electricidad en el

momento de consumir?• Deberíamos tener medidores on-line en

nuestros domicilios.• Existen barreras tecnológicas que no lo

permiten



• Esta primera falla de la demanda hace que los consumidores no respondan ante la variación de precios de la electricidad.

• Esto es, ante la escasez, y por lo tanto precios altos, el consumo permaneceráigual.


2. Variabilidad: Esta característica se refiere a la variabilidad de la demanda:

• Se produce exactamente lo que se consume• No existe almacenamiento de electricidad• Se debe comprar la electricidad en tiempo

real• Debido a la variabilidad, los consumidores

no pueden hacer contratos a largo plazo• Puede existir una gran demanda y

ocasionar problemas.



• Debido a esta “falla de la demanda” es que debe necesariamente existir una regulación de precios en la parte competitiva.

• Caso contrario, el precio techo que se pagaría ante la escasez de oferta sería infinito y mucha gente no estaría dispuesta a pagarlo.

• Debe existir una política regulatoria al respecto, para limitar hasta qué precio se debe comprar electricidad y por tanto mantener la confiabilidad del sistema.


Es necesaria una intervencióny

Regulación de Precios



• Podemos entonces fijar un precio techo en el mercado mayorista, por ejemplo 300$us/MWh.

• O el precio de la máquina más cara del sistema, a la temperatura media, actualmente es de 38.91 $us/MWh para el bloque de punta que incluye la Reserva Rodante de 10%.

• Con Reserva del 19% en el Bloque Bajo es de 43.05 $us/MWh

• Su precio sin Reserva, a plena capacidad es de 35.11 $us/MWh

Oferta y Demanda Mayo/2005 - Octubre/2005

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0 100 200 300 400 500 600

MW Ofertados

US$

/MW

h

13.1


Oferta y Demanda Mayo - Octubre/2006

18.00

33.8035.11

17.8017.7315.77

15.3313.2414.26

12.0911.3310.26

10.23

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

MW Ofertados

US$

/MW

h

15.29


• El nivel techo será el apropiado?• El nivel será el óptimo para la sociedad

en su conjunto (empresas y consumidores)?

• Se debe buscar fijar un techo que sea:– óptimo – fomente la inversión– proporcione confiabilidad al sistema



• Al tratarse de un mercado netamente competitivo, esta intervención debe ser la mínima posible.

• Cuál es la política de intervención de precios que:– Permite la menor intervención en los precios

al mercado– Produce un aceptable nivel de confiabilidad

en el sistema?– Establezca un techo óptimo?


Establecer el Precio Techodel Mercado

igual alVOLL

(Value-of-Lost-Load)


ValueValue ofof LostLost LoadLoad

VOLLVOLL

• Este valor representa el Costo de Falla.• Representa cuanto todos los

consumidores del SIN están dispuestos a pagar para tener electricidad con un determinado nivel de confiabilidad.

• Es un valor que se determina a través de métodos directos e indirectos y que debe representar al conjunto de los consumidores (residenciales, comerciales industriales).


Nivel Óptimo de Confiabilidad de Suministro

Nivel de Confiablidad

$us

C

ÓptimaConfiabilidadENS

K∂∂

=−ÓptimaConfiabilidadConf.

K∂

∂I=

C() Costo de falta de confiabilidad de suministro

CSN: Costo Social Neto de Confiabilidad.

I() Confiabilidad Costo de Inversiones para abastecer la demanda con confiabilidad.

Nivel Óptimo de Confiabilidad

VOLLVOLL

• El Costo Marginal de mejorar la confiabilidad de suministro aumenta a medida que el nivel de inversiones aumenta.

• Cuanto mayor sea el nivel de confiabilidad de suministro, más costará mejorarla.

• Para un nivel inferior al Nivel Óptimo, el CMgserá siempre inferior a K y existirán incentivos a invertir, ya que los beneficios serán mayores a la inversión a realizarse.


VOLLVOLL

• El beneficio marginal que obtienen los clientes por la mejora de confiabilidad de suministro, decrece a medida que la confiabilidad aumenta.

• Si el nivel de confiabilidad es inferior al Nivel Óptimo, el beneficio marginal será siempre superior a K y existirá por parte de los clientes incentivos a pagar más para que mejore la confiabilidad de suministro.

• Desde el punto de vista social, es rentable invertir hasta llegar al Nivel Óptimo, a partir del cual el costo de mejorar es superior al beneficio que se obtiene.

VOLLVOLL

• Para fijar este valor se debe tener en consideración:

1. El valor del VOLL, lo cual da la magnitud del precio pico

2. Cuándo se activará dicho valor, lo cual indirectamente da la duración de estos valores

• Estos valores deben ser fijados por el normador y/o regulador y constituyen parte de la política de confiabilidadconfiabilidad e inversionesinversiones.


VOLLVOLL

VALOR:VALOR:• El VOLL adoptado en varios países tiene

diversos valores de acuerdo con las preferencias de los consumidores y su disposición a pagar para contar con suministro de electricidad.

• Se fijó recientemente en Holanda en 8000 $us/MWh

• Tiene el valor de 16000 $us/MWh en Australia• Tiene un valor escalonado en Brasil que va

desde 600 hasta 2000 $us/MWh• En Bolivia se adoptó el valor de 1500

$us/MWh

VOLLVOLL

DURACIDURACIÓÓN:N:• Determinada por la condición de activación de

este precio.• Generalmente se activa cuando la demanda

supera la oferta y el Operador del Sistema va a cortar carga.

• Este es el punto de indiferencia, al usuario le da lo mismo que le corten el suministro o pagar el valor del VOLL el cual está “dispuesto a pagar”.


PricePrice SpikesSpikes


• Los Price Spikes son el resultado de aplicar la política anterior en un Mercado de Solamente Energía (para el caso de análisis).

• Son precios sumamente elevados que ocurren reflejando la escasez de oferta en el mercado.


Price Spikes en California

Price Spikes en California


Western Systems Coordinating Council (WSCC)


• Al fijar estos precios tan elevados ante la escasez, qué gana el generador?

• Gana más de lo que debe?



• En un mercado competitivo, el Precio está fijado por el Costo Marginal del Sistema.

• La teoría económica indica que el óptimo ocurre cuando el precio de un bien o servicio en el mercado, es el Costo Marginal del mismo.


• Los costos totales son:

CT = CF + CV

• El Costo fijo no cambia aún cuando la producción es cero.

• Las empresas no tienen control sobre los costos fijos en el corto plazo, por esto a veces se los llama irrecuperables.



• Los Costos Variables (CV) son los costos que solo varían con el nivel de producción.

• El costo de la producción adicional depende directamente de los insumos que se requerirán y su costo correspondiente.

• En los análisis económicos se considera ya que la utilidad ya está considerada dentro de los Costos.

PricePrice SpikesSpikes• El Costo Marginal es el incremento del

Costo Total como resultado de la producción de una unidad adicional de producto.

• El CMg se define:

qCV

qCF

qCTCMg

∂∂

+∂∂

=∂∂

=

qCVCMg∂∂

=



• El hecho de enfocar los costos en el “margen” es una forma de examinar los costos variables.

• Los CMg reflejan los cambios en los costos variables porque se modifican cuando cambia la producción (no así los CF).


• Por tanto, los Costos Marginales CMgsolo recuperan los Costos Variables de los Generadores, y no así los Costos Costos FijosFijos.

• Y cómo recuperan entonces los generadores sus Costos Fijos?



HIDRO

TÉRMICA

demanda

Esta máquinaMarca precio


CostoVariable

$us/MWh

Unidad cuyo Precio es el CMgdel Sistema

CostoVariable

$us/MWh

RentaInframarg.$us/MWh

Unidad cuyo Precio es INFERIOR al CMgdel Sistema

Renta Inframarg.$us/MWh

CostoVariable

$us/MWh

Recup.de los

CostosFijos

$us/MWh

Price Spike

CostoVariable

$us/MWh

Recup.de los

CostosFijos

$us/MWh



• Por tanto, la forma que tiene los generadores de recuperar sus Costos Fijos en el Largo Plazo es a través de los Price Spikes.

• Los valores tanto en magnitud como indirectamente la duración, son fijados normativa y regulatoriamente, de a cuerdo a la política diseñada de intervención de precios.

PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimos ptimos para las Unidades de para las Unidades de

PuntaPunta


PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos

• Consideremos el ejemplo de un sistema con dos tecnologías:– Base– Punta

• Se muestran las curvas de costospromedios para ambas tecnologías para cierta capacidad utilizada.


1812Unidad de Base

306Unidad de Punta

Costo VariableUS$/MWh

Costo FijoUS$/MWh


Curvas de Costos Fijos y Variables de Unidades de Base y de Punta(Screening Curves)

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Capacidad Instalada en p.u.

US$

/MW

h

Unidad Punta Unidad BaseLi H i t l Li V ti l


• Las curvas muestran que la tecnología de base es más barata para cargas que tienen duración mayor a 0.5.

• La tecnología de punta es más barata para cargas que tienen un factor de carga inferior a 0.5.

• Si ahora consideramos la demanda en este sistema:



Curvas de DemandaCurvas de Demanda

Qd = 400 MW Qd = 800 MW

18 $us/MWh

1000 $us/MWh

Precio

Cantidad

30 $us/MWh


Plantas de BasePlantas de Base

0.5 1.0

400 MW

800 MW

Demanda

Duración

600 MWPlantas de PuntaPlantas de Punta

DPS

Ecuación de la recta:y = - 400x + 800


PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos• De acuerdo a las curvas de Costos y a la de oferta y

demanda, la demanda de 400 MW se cubre con la tecnología de base y se presenta permanentemente.

• Cabe determinar, de los 400 restantes, que parte se abastece con la tecnología de base y que parte con la tecnología de punta.

• La Curva de Duración de Carga es una recta que conecta los puntos (Duración, MW):– (x1,y1) = (1, 400)– (x2,y2) = (0, 800)

• La ecuación es y = - 400x + 800• Para el valor de duración 0.5, intersección de

ambas tecnologías, el valor de y = 600 MW


Solución Tradicional• A veces, regulatoriamente, la solución sería utilizar

los costos medios de ambas tecnologías.• Construir suficiente generación para abastecer los

800 MW de demanda de punta y utilizar las curvas para determinar las capacidades óptimas de cada tecnología.

• De las curvas de costo de las plantas, observamos que el punto de corte ocurre en el Fc = 0.5

• Con este factor de carga ingresamos en la curva de duración de carga y obtenemos el valor de 600 MW.



Solución Tradicional• La solución tradicional, determina el valor óptimo

de la capacidad de base.• Pero, determina una capacidad elevada para la

tecnología de punta.• Tradicionalmente, los reguladores han fijado el

precio medio de ambas tecnologías.• Por tanto, el precio a pagar por la punta será menor

que el pagado a cada tecnología.• La demanda de punta será mayor a la prevista y

que el óptimo social.


Solución Óptima• La solución óptima es la misma que la solución

anterior, excepto que toma en cuenta:– El costo elevado de abastecer la punta.– La disposición a pagar por el servicio.

• La duración de la punta (plana) es DP, lo que significa que ese tiempo los precios del mercado serán superiores al precio variable de la unidad de punta.

• El Costo Fijo (de la unidad de punta) es de 6 $us/MWh) y su recuperación de los CF depende de cuantas horas trabaja en el periodo anual.



Solución Óptima• El Costo Variable (de la unidad de punta) es de 30

$us/MWh) y su recuperación ocurre siempre que la misma funcione normalmente en el mercado.

• Por tanto, depende del número de horas en el año de que dicha unidad recupere la cuota anual de sus Costos Fijos.

PSpikeR=PUNTACF

DPUNTA1.0

18 $us/MWh

Precio

Duración

1000 $us/MWh Renta de los Price Spikes

30 $us/MWh

Renta Inframarginal para Generadores Base

DPS



Solución Óptima• La renta que obtienen las unidades de punta debido

a los Price Spikes, que les permite recuperar sus Costos Fijos, son:

PSpikeR=PUNTACF

PSD*)301000(CFPUNTA −=

%62.00062.0970

6===PSD

PSD*)301000(6 −=


Solución Óptima• El resultado indica que dada la demanda esperada,

la oferta existente y las dos tecnologías consideradas, los Price Spikes se presentarán en 0.62% de las horas del año, es decir en 54 horas.

• Si se va a instalar una planta de punta que opere menos de 54 horas al año, la misma no es rentable.



Solución Óptima• De los datos de la Curva de Duración de Carga, se

obtiene que el valor que corresponde a 54 horas, es de 2.5 MW.

• En la ecuación anterior y = - 400x +800 si reemplazamos el valor de 0.0062, obtenemos:

• y = 797.5 MW, lo que indica que las 54 horas representan 800 – 797.5 = 2.5 MW


0.5 1.0

400 MW

800 MW

Demanda

Duración


DPS



0.5 1.0

400 MW

800 MW

Demanda

Duración


DPS



Solución Óptima• Ahora si consideramos una unidad de base:

PSpikeR=BASECF

PUNTABASEPUNTAPUNTA DCVCVCF *)(CFBASE −+=

5.0)1830(

612=

−−

=PUNTAD

PUNTAD*)1830(612 −+=



Solución Óptima

• La unidad de base no solo recibe la remuneración correspondiente al área DPS, sino también el área DPUNTA, con lo cual recupera sus Costos Fijos de forma óptima.

DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados


DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados• Los Price Spikes traen consigo algunos

problemas:– Ejercicio de Poder de Mercado de los Generadores– Precios sumamente elevados y “mal vistos” social y

políticamente– Falta de respuesta adecuada de la demanda– Falta de Reservas en general y por tanto de

confiabilidad y seguridad.– Varios cortes de carga y blackouts antes de la

inversión de los generadores.– Ciclos de auge y escasez de la inversión en la

suficiencia a largo plazo.


Como paliar estos valores tan elevados?

• Los “Price Spikes” forman un área determinada bajo la curva de los precios en el Largo Plazo.

• Se puede realizar un diseño menos óptimo que:– Establezca un precio techo menor que el VOLL,

dependiendo de la valoración de costos políticos, sociales, etc.

– Indirectamente se acepta que estos precios techo menores estarán presentes por más tiempo.

– Se mantenga el área de los Price Spikes, lo que permitirá recuperar los Costos Fijos a los Generadores.



Como paliar estos valores tan elevados?

• Otra forma consiste en introducir:– Pagos por Capacidad – Pagos por Disponibilidad


• La meta en todo diseño es mantener el nivel correcto promedio de Capacidad Instalada.

• Además se debe cuidar de la fluctuación de los niveles de Capacidad Instalada.

• Si las fluctuaciones son elevadas, entonces se introduce un riesgo y se obtienen soluciones “subóptimas”.



• Ya sea en los mercados de solo energía o en los mercados que pagan la Capacidad, se debe considerar que las unidades de punta, recuperen sus costos (variables y fijos).

• Por qué las unidades de punta?Porque son las que menor tiempo operan en el sistema, y por tanto, para que existan y operen, se debe garantizar su remuneración.


• En los mercados de solo energía se debe cuidar que en el tiempo que operan, recuperen sus costos.

• Esto puede significar:– Price Spikes elevados durante sus horas de

operación al año.– Price Spikes menores pero con mayor duración en

el año.

• Si existe ausencia de los Price Spikes, entonces esta unidad no podrá recuperar sus costos fijos.



• En los mercados con pagos por capacidad también se debe cuidar que en el tiempo que operan, recuperen sus costos.

• Recibirán un pago de capacidad con el consiguiente hecho de que el mercado tendrá un precio techo menor al VOLL.


• En los Mercados con Capacidad se debe considerar:

a) Si es un Mercado de Precios, la Unidad de Punta recuperará sus costos a través del pago de Capacidad combinado con los Price Spikes (cuyo valor límite es definido por la regulación).



• En los Mercados con Capacidad se debe considerar:

b) Si es un Mercado de Costos, la Unidad de Punta recuperará sus costos solamente a través del pago de capacidad, siendo nulos los “Price Spikes”.


• En este análisis no intervino la Reserva de Capacidad de un sistema, destinada a dotar de mayor confiabilidad y seguridad de abastecimiento a los usuarios, ante contingencias o mantenimientos.

• Este tema será tratado posteriormente.


Curvas del SistemaCurvas del SistemaBolivianoBoliviano

Curva de Duración de Carga2004

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

Horas

kW

8760


Curva de Duración de Carga2005

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

Horas

kW

8760

Curva de Duración de CargaPeriodo Seco 2004

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

Horas

kW

4416



0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

Horas

kW

4416

ComparaciComparacióónn


0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

Horas

kW

4416


0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

Horas

kW

4416


Curva de Duración de CargaPeriodo Seco 2004 y 2005

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

Horas

kW

4416

Curva de Duración de PreciosCMg Horario 2004

0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

22-S

ep-0

415

-Jan

-04

18-S

ep-0

416

-Sep

-04

29-M

ay-0

416

-Sep

-04

04-J

ul-0

420

-Sep

-04

17-S

ep-0

405

-Sep

-04

27-J

un-0

415

-Oct

-04

27-J

ul-0

409

-Jun

-04

07-M

ay-0

409

-Oct

-04

02-J

ul-0

427

-Jul

-04

09-M

ay-0

402

-Oct

-04

13-J

un-0

425

-Jul

-04

06-J

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-Jun

-04

26-J

un-0

416

-May

-04

04-M

ay-0

414

-Sep

-04

28-A

ug-0

406

-Aug

-04

19-S

ep-0

402

-Oct

-04

17-F

eb-0

420

-Jan

-04

07-D

ec-0

421

-Mar

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29-N

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412

-Feb

-04

16-F

eb-0

417

-Feb

-04

17-F

eb-0

428

-Apr

-04

21-A

pr-0

420

-Mar

-04

17-A

pr-0

421

-Jan

-04

11-J

an-0

431

-Jan

-04

14-F

eb-0

4

$us/

MW

h

CMg Horario 2004



0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

22-S

ep-0

4

11-M

ay-0

4

01-S

ep-0

4

23-J

ul-0

4

22-J

ul-0

4

22-J

ul-0

4

21-J

ul-0

4

23-J

ul-0

4

11-F

eb-0

4

12-M

ay-0

4

22-S

ep-0

4

11-M

ay-0

4

23-J

ul-0

4

11-M

ay-0

4

17-M

ay-0

4

22-S

ep-0

4

22-J

ul-0

4

06-S

ep-0

4

16-J

an-0

4

22-J

ul-0

4

20-A

ug-0

4

16-A

pr-0

4

16-A

pr-0

4

15-M

ay-0

4

21-J

ul-0

4

13-M

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4

31-M

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14-M

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17-M

ay-0

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12-M

ar-0

4

13-A

ug-0

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13-M

ay-0

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31-M

ay-0

4

09-J

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pr-0

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22-J

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20-J

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4

20-J

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4

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4

23-S

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4

$us/

MW

h

CMg Horario 2004


0.000

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

115

330

545

760

976

191

310

6512

1713

6915

2116

7318

2519

7721

2922

8124

3325

8527

3728

8930

4131

9333

4534

9736

4938

0139

5341

0542

5744

0945

6147

1348

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pr-0

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4

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2/05

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2/05

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24/1

2/05

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ov-0

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4

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19.929

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2,500Ve

ces qu

e se

prese

nta en

form

a Hor

aria en el 200

4

Rango de Precios

Histograma de Precios2004

Serie1 3,858 584 2,561 584 78 119 97 647 28 30 18 50 37 31 27 22 0 5 7 1

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Vece

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orar

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200

5

R a n g o d e P r e c i o s

H i s t o g r a m a d e P r e c i o s - 2 0 0 5

S e r i e 1 1 , 6 5 4 4 5 9 1 2 8 6 1 7 5 1 1 1 5 6 6 8 8 9 3 1 8 3 7 2 1 , 7 2 9 3 8 1 9 5 4 6 3 8 4 7 3 6 9 1 1 1 1 2 5 6 8 2

3 . 5 - 4 4 . 1 - 5 5 . 1 - 6 6 . 1 - 7 7 . 1 - 8 8 . 1 - 9 9 . 1 - 1 0

1 0 . 1 - 1 1

1 1 . 1 - 1 2

1 2 . 1 - 1 3

1 3 . 1 - 1 4

1 4 . 1 - 1 5

1 5 . 1 - 1 6

1 6 . 1 - 1 7

1 7 . 1 - 1 8

1 8 . 1 - 1 9

1 9 . 1 - 2 0

2 0 . 1 - 3 0

3 0 . 1 - 4 0

4 0 . 1 - 5 0

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Vece

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aria en el 200

4

Rango de Precios

Frecuencia de Precios2004

Serie1 43.9% 6.6% 29.2% 6.6% 0.9% 1.4% 1.1% 7.4% 2.9%

3.5 - 4 4.1 - 5 5.1 - 6 6.1 - 7 7.1 - 8 8.1 - 9 9.1 - 10 10.1 - 11 11.1 - 50

0 . 0 %

5 . 0 %

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5

R a n g o d e P r e c i o s

F r e c u e n c i a d e P r e c i o s - 2 0 0 5

S e r i e 1 1 8 . 9 % 0 . 5 % 1 . 0 % 0 . 3 % 0 . 7 % 0 . 9 % 1 . 3 % 6 . 5 % 1 0 . 1 % 3 . 6 % 4 . 2 % 1 9 . 7 % 4 . 3 % 1 0 . 9 % 7 . 3 % 5 . 4 % 0 . 8 % 3 . 5 %

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1 8 . 1 - 1 9

1 9 . 1 - 2 0 > 2 0 . 1


Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad


• El mercado proporciona generalmente un parque para el abastecimiento de la demanda, pero no considera la seguridad del sistema y la confiabilidad.

• Para ello, el Operador del Sistema hace los requerimientos necesarios para abastecer el sistema de forma “confiable”y “segura”.

• Esto significa un parque generador adicional.



• El sistema eléctrico sufre disturbios comunes como ser:– Salida forzada de líneas de transmisión– Salida forzada de unidades de generación– Corto circuitos

• Tales eventos se denominan contingencias• Ocasionan una disminución de generación y

desbalance entre la oferta y la demanda.• Ocasionan la caída de la frecuencia y el voltaje.


• Dependiendo del nivel de caída de frecuencia y tensión se verá la necesidad o no de cortar carga.

• Por lo tanto, y para no perder el balance oferta-demanda del sistema, son necesarias una serie de Reservas Operativas.

• Estas Reservas Operativas son diferentes a las Reservas Planeadas o Programadas, que son las que dan el balance oferta-demanda tradicional.



• La remuneración de este parque adicional no debe distorsionar el mercado principal.

• Las Reservas se pueden catalogar para:– Reserva Primaria– Reserva Secundaria– Reserva Rodante– Reserva para mantener la confiabilidad


• Estas reservas deben ser determinadas de acuerdo con las políticas de seguridad y confiabilidad.

• Ejemplo:– USA determina de acuerdo con lo establecido por

NERC, una Reserva rodante y Parada de aprox. un 10% de la demanda.

– Bolivia determina una Reserva Rodante de 15% promedio (de generación) y Reserva Parada de 7.5%, dando un total en el Bloque Alto de 17.5% para seguridad de Áreas y del Sistema (del Parque Generador de Potencia Firme).



• Debido a las fallas de la demanda, el mercado no puede operar por sí solo.

• Requiere una intervención y política regulatoria de precios que combine la energía en tiempo real, las reservas operativas, y la capacidad instalada.

FINFIN

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El Mercado Eléctrico - IEEE Web Hosting · 2006. 2. 20. · El Mercado de Electricidad Marcelo...

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