El Mercado Eléctrico - ewh.ieee.org · IEEE - Marcelo Tardío A. 2 El Mercado Eléctrico •...
Transcript of El Mercado Eléctrico - ewh.ieee.org · IEEE - Marcelo Tardío A. 2 El Mercado Eléctrico •...
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 2
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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.
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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
IEEE - Marcelo Tardío A. 3
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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.
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• ¿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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 4
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
OD
CMg
MWh
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 5
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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.
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
Este es denominado:Este es denominado:
Mercado deMercado deSolamente EnergSolamente Energíía a
IEEE - Marcelo Tardío A. 6
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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.
El Mercado ElEl Mercado Elééctricoctrico
• 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
IEEE - Marcelo Tardío A. 7
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 8
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
• 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.
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 9
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
• 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.
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
Es necesaria una intervencióny
Regulación de Precios
IEEE - Marcelo Tardío A. 10
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
• 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
IEEE - Marcelo Tardío A. 11
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
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
• 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
IEEE - Marcelo Tardío A. 12
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
• 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?
Fallas de la DemandaFallas de la Demanda
Establecer el Precio Techodel Mercado
igual alVOLL
(Value-of-Lost-Load)
IEEE - Marcelo Tardío A. 13
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).
IEEE - Marcelo Tardío A. 14
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 15
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 16
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”.
IEEE - Marcelo Tardío A. 17
PricePrice SpikesSpikes
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 18
Price Spikes en California
Price Spikes en California
IEEE - Marcelo Tardío A. 19
Western Systems Coordinating Council (WSCC)
PricePrice SpikesSpikes
• Al fijar estos precios tan elevados ante la escasez, qué gana el generador?
• Gana más de lo que debe?
IEEE - Marcelo Tardío A. 20
PricePrice SpikesSpikes
• 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.
PricePrice SpikesSpikes
• 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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 21
PricePrice SpikesSpikes
• 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∂∂
=
IEEE - Marcelo Tardío A. 22
PricePrice SpikesSpikes
• 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).
PricePrice SpikesSpikes
• 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?
IEEE - Marcelo Tardío A. 23
PricePrice SpikesSpikes
HIDRO
TÉRMICA
demanda
Esta máquinaMarca precio
PricePrice SpikesSpikes
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
$us/MWh
IEEE - Marcelo Tardío A. 24
PricePrice SpikesSpikes
• Por tanto, la forma que tiene los generadores de recuperar sus Costos Fijos en el Largo Plazo es a través de los Price Spikes.
• Los valores tanto en magnitud como indirectamente la duración, son fijados normativa y regulatoriamente, de a cuerdo a la política diseñada de intervención de precios.
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimos ptimos para las Unidades de para las Unidades de
PuntaPunta
IEEE - Marcelo Tardío A. 25
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
• Consideremos el ejemplo de un sistema con dos tecnologías:– Base– Punta
• Se muestran las curvas de costospromedios para ambas tecnologías para cierta capacidad utilizada.
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
1812Unidad de Base
306Unidad de Punta
Costo VariableUS$/MWh
Costo FijoUS$/MWh
IEEE - Marcelo Tardío A. 26
Curvas de Costos Fijos y Variables de Unidades de Base y de Punta(Screening Curves)
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
Capacidad Instalada en p.u.
US$
/MW
h
Unidad Punta Unidad BaseLi H i t l Li V ti l
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
• 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:
IEEE - Marcelo Tardío A. 27
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
Curvas de DemandaCurvas de Demanda
Qd = 400 MW Qd = 800 MW
18 $us/MWh
1000 $us/MWh
Precio
Cantidad
30 $us/MWh
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 28
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
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 29
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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.
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 30
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 31
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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 −=
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 32
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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
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
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
Solución Óptima• Ahora si consideramos una unidad de base:
PSpikeR=BASECF
PUNTABASEPUNTAPUNTA DCVCVCF *)(CFBASE −+=
5.0)1830(
612=
−−
=PUNTAD
PUNTAD*)1830(612 −+=
IEEE - Marcelo Tardío A. 33
PricePrice SpikesSpikes ÓÓptimosptimos
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 34
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.
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 35
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
Como paliar estos valores tan elevados?
• Otra forma consiste en introducir:– Pagos por Capacidad – Pagos por Disponibilidad
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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”.
IEEE - Marcelo Tardío A. 36
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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.
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 37
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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.
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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).
IEEE - Marcelo Tardío A. 38
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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”.
DiseDiseñño de Mercadoso de Mercados
• 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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 39
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 40
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 41
Curva de Duración de CargaPeriodo Seco 2005
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
Horas
kW
4416
ComparaciComparacióónn
Curva de Duración de CargaPeriodo Seco 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 CargaPeriodo Seco 2004
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
600,000
700,000
800,000
Horas
kW
4416
IEEE - Marcelo Tardío A. 42
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
ul-0
416
-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
-04
29-N
ov-0
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 43
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
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
ay-0
4
31-M
ay-0
4
14-M
ay-0
4
17-M
ay-0
4
12-M
ar-0
4
13-A
ug-0
4
13-M
ay-0
4
31-M
ay-0
4
09-J
un-0
4
16-A
pr-0
4
22-J
ul-0
4
20-J
ul-0
4
14-M
ay-0
4
19-M
ar-0
4
20-J
un-0
4
17-F
eb-0
4
23-S
ep-0
4
$us/
MW
h
CMg Horario 2004
Curva de Duración de PreciosCMg Horario 2005
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
6550
1751
6953
2154
7356
2557
7759
2960
8162
3363
8565
3766
8968
4169
9371
4572
97
$us/
MW
h
CMg Horario 2005
IEEE - Marcelo Tardío A. 44
Curva de Duración de PreciosCMg Horario 2005
0.000
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
1 7 13 19 25 31 37 43 49 55 61 67 73 79 85 91 97 103
109
115
121
127
133
139
145
151
157
163
169
175
181
187
193
199
205
211
217
223
229
235
241
247
$us/
MW
h
CMg Horario 2005
Curva de Duración de PreciosCMg Horario 2005
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
6550
1751
6953
2154
7356
2557
7759
2960
8162
3363
8565
3766
8968
4169
9371
4572
97
$us/
MW
h
CMg Horario 2005
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
ul-0
416
-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
-04
29-N
ov-0
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
ComparaciComparacióónn
IEEE - Marcelo Tardío A. 45
Precios Semanales - 2004
4.2794.507
3.9643.739
4.546
3.879
5.242
8.889
7.659
6.278
5.742
6.9787.224
9.391
6.509
9.059
7.207
5.029
4.455
3.798
4.663
5.683
6.902
4.184
3.974
5.776
6.525
3.669
4.186
9.751
10.392
6.368
5.961
5.716
6.865
5.382
5.058
3.858
4.950
5.745
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
11.00003
-Jan
-04
10-J
an-0
417
-Jan
-04
24-J
an-0
431
-Jan
-04
07-F
eb-0
414
-Feb
-04
21-F
eb-0
428
-Feb
-04
06-M
ar-0
413
-Mar
-04
20-M
ar-0
427
-Mar
-04
03-A
pr-0
410
-Apr
-04
17-A
pr-0
424
-Apr
-04
01-M
ay-0
408
-May
-04
15-M
ay-0
422
-May
-04
29-M
ay-0
405
-Jun
-04
12-J
un-0
419
-Jun
-04
26-J
un-0
403
-Jul
-04
10-J
ul-0
417
-Jul
-04
24-J
ul-0
431
-Jul
-04
07-A
ug-0
414
-Aug
-04
21-A
ug-0
428
-Aug
-04
04-S
ep-0
411
-Sep
-04
18-S
ep-0
425
-Sep
-04
02-O
ct-0
409
-Oct
-04
16-O
ct-0
423
-Oct
-04
30-O
ct-0
406
-Nov
-04
13-N
ov-0
420
-Nov
-04
27-N
ov-0
404
-Dec
-04
11-D
ec-0
418
-Dec
-04
25-D
ec-0
4
CM
g en
$us
/MW
h
Precios Semanales - 2005
5.075
6.713
5.231
3.7904.668
5.954
7.340
8.770
14.815
18.826
13.591
17.92216.946
15.54914.571
13.07114.155
15.346
17.186
18.476
25.171
20.532
18.803
16.307
18.384
19.793
13.77214.752
13.447 13.145
12.410
16.79916.385
16.759
13.330
0.0001.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.00013.00014.00015.00016.00017.00018.00019.00020.00021.00022.00023.00024.00025.00026.00027.000
01/0
1/05
08/0
1/05
15/0
1/05
22/0
1/05
29/0
1/05
05/0
2/05
12/0
2/05
19/0
2/05
26/0
2/05
05/0
3/05
12/0
3/05
19/0
3/05
26/0
3/05
02/0
4/05
09/0
4/05
16/0
4/05
23/0
4/05
30/0
4/05
07/0
5/05
14/0
5/05
21/0
5/05
28/0
5/05
04/0
6/05
11/0
6/05
18/0
6/05
25/0
6/05
02/0
7/05
09/0
7/05
16/0
7/05
23/0
7/05
30/0
7/05
06/0
8/05
13/0
8/05
20/0
8/05
27/0
8/05
03/0
9/05
10/0
9/05
17/0
9/05
24/0
9/05
01/1
0/05
08/1
0/05
15/1
0/05
22/1
0/05
29/1
0/05
05/1
1/05
12/1
1/05
19/1
1/05
26/1
1/05
03/1
2/05
10/1
2/05
17/1
2/05
24/1
2/05
CM
g en
$us
/MW
h
IEEE - Marcelo Tardío A. 46
ComparaciComparacióónn
Precios Semanales - 2005
5.075
6.713
5.231
3.7904.668
5.954
7.340
8.770
14.815
18.826
13.591
17.92216.946
15.54914.571
13.07114.155
15.346
17.186
18.476
25.171
20.532
18.803
16.307
18.384
19.793
13.77214.752
13.447 13.145
12.410
16.79916.385
16.759
13.330
0.0001.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.00013.00014.00015.00016.00017.00018.00019.00020.00021.00022.00023.00024.00025.00026.00027.000
01/0
1/05
08/0
1/05
15/0
1/05
22/0
1/05
29/0
1/05
05/0
2/05
12/0
2/05
19/0
2/05
26/0
2/05
05/0
3/05
12/0
3/05
19/0
3/05
26/0
3/05
02/0
4/05
09/0
4/05
16/0
4/05
23/0
4/05
30/0
4/05
07/0
5/05
14/0
5/05
21/0
5/05
28/0
5/05
04/0
6/05
11/0
6/05
18/0
6/05
25/0
6/05
02/0
7/05
09/0
7/05
16/0
7/05
23/0
7/05
30/0
7/05
06/0
8/05
13/0
8/05
20/0
8/05
27/0
8/05
03/0
9/05
10/0
9/05
17/0
9/05
24/0
9/05
01/1
0/05
08/1
0/05
15/1
0/05
22/1
0/05
29/1
0/05
05/1
1/05
12/1
1/05
19/1
1/05
26/1
1/05
03/1
2/05
10/1
2/05
17/1
2/05
24/1
2/05
CM
g en
$us
/MW
h
Precios Semanales - 2004
4.279 4.5073.964 3.739
4.5463.879
5.242
8.889
7.659
6.2785.742
6.978 7.224
9.391
6.509
9.059
7.207
5.0294.455
3.7984.663
5.683
6.902
4.184
3.974
5.776
6.525
3.6694.186
9.75110.392
6.3685.961
5.716
6.8655.3825.058
3.858
4.9505.745
0.0001.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000
10.00011.00012.00013.00014.00015.00016.00017.00018.00019.00020.00021.00022.00023.00024.00025.00026.00027.000
03-J
an-0
4
10-J
an-0
4
17-J
an-0
4
24-J
an-0
4
31-J
an-0
4
07-F
eb-0
4
14-F
eb-0
4
21-F
eb-0
4
28-F
eb-0
4
06-M
ar-0
4
13-M
ar-0
4
20-M
ar-0
4
27-M
ar-0
4
03-A
pr-0
4
10-A
pr-0
4
17-A
pr-0
4
24-A
pr-0
4
01-M
ay-0
4
08-M
ay-0
4
15-M
ay-0
4
22-M
ay-0
4
29-M
ay-0
4
05-J
un-0
4
12-J
un-0
4
19-J
un-0
4
26-J
un-0
4
03-J
ul-0
4
10-J
ul-0
4
17-J
ul-0
4
24-J
ul-0
4
31-J
ul-0
4
07-A
ug-0
4
14-A
ug-0
4
21-A
ug-0
4
28-A
ug-0
4
04-S
ep-0
4
11-S
ep-0
4
18-S
ep-0
4
25-S
ep-0
4
02-O
ct-0
4
09-O
ct-0
4
16-O
ct-0
4
23-O
ct-0
4
30-O
ct-0
4
06-N
ov-0
4
13-N
ov-0
4
20-N
ov-0
4
27-N
ov-0
4
04-D
ec-0
4
11-D
ec-0
4
18-D
ec-0
4
25-D
ec-0
4
CM
g en
$us
/MW
h
Precios Mensuales - 2004
4.355
7.007
8.081
6.131
4.221
3.966
8.065
6.106
7.342
4.439
4.986
4.202
5.745
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
ene-04 feb-04 mar-04 abr-04 may-04 jun-04 jul-04 ago-04 sep-04 oct-04 nov-04 dic-04
CM
g en
$us
/MW
h
IEEE - Marcelo Tardío A. 47
Precios Mensuales - 2005
5.497
4.086
8.943
15.788 16.041
14.436
17.122
19.929
17.268
14.570
12.311
13.33113.330
3.000
5.000
7.000
9.000
11.000
13.000
15.000
17.000
19.000
21.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
CM
g en
$us
/MW
h
ComparaciComparacióónnPrecios Mensuales - 2005
5.497
4.086
8.943
15.788 16.041
14.436
17.122
19.929
17.268
14.570
12.311
13.33113.330
3.000
5.000
7.000
9.000
11.000
13.000
15.000
17.000
19.000
21.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
CM
g en
$us
/MW
h
Precios Mensuales - 2004
4.355
8.065
6.131
4.986
6.106
4.439
8.081
7.007
7.342
3.966
4.2024.221
5.745
3.000
5.000
7.000
9.000
11.000
13.000
15.000
17.000
19.000
21.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
CM
g en
$us
/MW
h
IEEE - Marcelo Tardío A. 48
0
500
1,000
1,500
2,000
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
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 - 12
12.1 - 13
13.1 - 14
14.1 - 15
15.1 - 16
16.1 - 17
17.1 - 18
18.1 - 19
19.1 - 20
20.1 - 30
30.1 - 40
40.1 - 50
0
5 0 0
1 , 0 0 0
1 , 5 0 0
2 , 0 0 0
2 , 5 0 0
Vece
s qu
e se
pre
sent
a en
form
a H
orar
ia e
n el
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
5 0 . 1 - 8 0
0.0%
5.0%
10.0%
15.0%
20.0%
25.0%
30.0%
35.0%
40.0%
45.0%
Vece
s qu
e se
pre
sent
a en
form
a Hor
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 %
1 0 . 0 %
1 5 . 0 %
2 0 . 0 %
2 5 . 0 %
3 0 . 0 %
3 5 . 0 %
4 0 . 0 %
4 5 . 0 %
Vece
s qu
e se
pre
sent
a en
form
a H
orar
ia e
n el
200
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 %
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
IEEE - Marcelo Tardío A. 49
Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad
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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 50
Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad
• 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.
Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad
• 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.
IEEE - Marcelo Tardío A. 51
Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad
• 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
Reservas y ConfiabilidadReservas y 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).
IEEE - Marcelo Tardío A. 52
Reservas y ConfiabilidadReservas y Confiabilidad
• 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