EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Y SU ADMINISTRACIÓN
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12 de febrero de 2008 EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Y SU ADMINISTRACIÓN Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 12 de febrero de 2008 SECTOR ELÉCTRICO COLOMBIANO Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 3 1967 1991 1992 1994 1995 1997 1998 1999 2000 2002 IE sT de la da En tra TN Inc r e res me tric nto c cio nes osto Dec isió nC AN al S Ate nta do s Int e Na rcon cio e nal xión Re f Co orma nst itu ció n Niñ o1 991 Ra cio nam 1992 ien to Ley es 142 - 14 3 Es q Me uem rca a d e do Niñ o1 997 No - 19 Ra 98 cio nam ien to EVOLUCIÓN DEL SECTOR 2003 Antes de Julio de 1995 Después de Julio de 1995 ¿Confiabilidad? Monopolio del Estado Operación confiable Mercado (competencia) Mínima inversión privada Amplia inversión privada Esquema de subsidios indirectos Esquema de subsidios directos Estado como empresario Estado como Regulador Usuario paga costos de ineficiencia Ineficiencia asumida por la empresa Todas las actividades: monopolio. Monopolios naturales regulados 4 MARCO REGULATORIO CONSTITUCIÓN 1991 Título 12, Capítulo 5, Arts. 365 al 370 DECISIÓN CAN Ley 142 de 1994 Ley 143 de 1994 Resoluciones CREG • Planeación energética y eléctrica • Despacho económico • Coordinación, supervisión y control de la operación LAC - 008/03 Código comercial - 024/ 95 Código de redes - 025/ 95 Código del Usuario - 108/ 97 Reglamento de Distribución 070/ 98 Transacciones Internacionales de Corto Plazo – 004/03 Mas de 900 STN - STR Bolsa de Energía Códigos de conexión, operación, medida y expansión Derechos y deberes Calidad, confiabilidad y eficiencia 5 OBJETIVOS BÁSICOS DE LA REFORMA DEL SECTOR ELÉCTRICO OBJETIVOS BÁSICOS Julio de 1994 Ley 142, de SERVICIOS PUBLICOS DOMICILIARIOS Ley 143, ELECTRICA Modificar el Papel del Estado Dirección Regulación Control y vigilancia Mejorar Eficiencia Precios económicos (tarifas competitivas) Confiabilidad Calidad Cobertura Introducir Competencia Vincular Capital Privado - Estado no empresario 6 ESTRUCTURA INSTITUCIONAL DEL SECTOR Ministerio de Minas y Energía Presidencia Dirección Planeación Regulación Consejo y Comité Control y Vigilancia Operación y Administración del mercado Unidad de Planeación Minero Energética MinMinas Minhacienda y DNP Comisión de Regulación de Energía y Gas Consejo Nacional de Operación Comité Asesor de Comercialización Superintendencia de Servicios Públicos Gerencia Operación y Administración del Mercado Presidencia 12 de febrero de 2008 ORGANIZACIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 8 LA CADENA PRODUCTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO LA ELECTRICIDAD La Electricidad: No es almacenable una vez producida Todo lo que se produce se consume La oferta y la demanda deben ser iguales en el tiempo No es sustituible en el corto plazo (inelástica) Características en Colombia: Alta componente hidráulica (77%) Elevada variabilidad hidrológica Alta volatilidad de los precios de corto plazo 9 10 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES Los comercializadores trasladan sus costos a los clientes COMERCIALIZACIÓN Compra y venta de energía Competencia Margen de Comercialización aprobado por la CREG para el mercado regulado Regulados No regulados Alumbrado Público Exportaciones a otros países (No TIE) DISTRIBUCIÓN OPERACIÓN Monopolio del Servicio Libre acceso a las redes Cargos regulados TRANSMISIÓN Monopolio del Servicio Competencia a partir de 1999 en la expansión del STN Libre acceso a las redes y cargos regulados ADMINISTRACIÓN GENERACIÓN Competencia Precios libremente acordados Competencia en las ofertas de corto plazo Importaciones de otros países (No TIE) Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista Mercados de Otros Países TIE 11 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 12 USUARIOS MERCADO MAYORISTA Los usuarios finales de electricidad participan en el BOLSA CONTRATOS COMERCIALIZADOR Mercado de Energía por intermedio del Comercializador que los atiende. Los costos competitivos de la DEMANDA NO REGULADA DEMANDA REGULADA energía en el Mercado Mayorista son reflejados en las tarifas de los Usuarios. Los usuarios tienen plena libertad para seleccionar el Comercializador que les prestará el servicio. Enfoque de atención al cliente. 1. USUARIOS FINALES NO REGULADOS 2. ZONAS FRANCAS 3. ALUMBRADO PÚBLICO 4. EXPORTACIONES INTERNACIONALES 4. USUARIOS FINALES REGULADOS 13 USUARIOS NO REGULADOS El requerimiento de demanda para ser considerado usuario no regulado ha disminuido en el tiempo. Demanda (MW) 0.5 MW ó 270 MWh/mes 2.0 1.5 0.1 MW ó 55 MWh/mes 1.0 0.5 0.1 1996 1997 1998 1999 2000 14 SEPARACIÓN DE NEGOCIOS 100% Desintegración Horizontal: Menor Tamaño de las empresas, más competidores. <% Distribución Desintegración Vertical: Separación de Negocios Comercialización Transmisión Generación 15 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 16 COMERCIALIZACIÓN CLIENTES COMERCIALIZACIÓN OPERACIÓN y ADMINISTRACIÓN DISTRIBUCIÓN REGULACIÓN Y CONTROL TRANSMISIÓN OTROS GENERACIÓN Actividad en competencia a través de la Bolsa de Energía y los clientes finales iActividad consistente en la compra y venta de energía eléctrica en el mercado mayorista y su venta con destino a otras operaciones en dicho mercado o a los usuarios finales. i“Compran” todos los servicios asociados requeridos para entregar la energía al usuario. iCostos de eficiencia reconocidos por la CREG para tarifa regulada 17 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 18 DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN GENERACIÓN i Transmisión Regional o Distribución Local. i Niveles de tensión inferiores a 220kV. i Monopolios regionales con ingresos regulados (niveles 1, 2 y 3) y señales de eficiencia. i Responsables por la expansión de las redes y el cubrimiento. i Sistemas de Transmisión Regional (Nivel 4) i Criterios de calidad en la prestación del servicio. 19 DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Conducción y entrega de energía eléctrica a los centros de consumo. Niveles de Tensión Nivel IV: Tensión nominal – 57.5 kV Nivel III: 30 kV - Tensión nominal < 57.5 kV Nivel II: 1 kV - Tensión nominal < 30 kV Nivel I: Tensión nominal < 1 kV 20 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 21 TRANSMISIÓN Sistema de Transmisión Nacional -STN Sistema de Transmisión Regional - STR Sistema de Distribución Local - SDL Sistema Interconectado Nacional - SIN 22 TRANSMISIÓN El Sistema de Transmisión Nacional es el escenario sobre el cual se desarrolla el Mercado de Energía Eléctrica El STN garantiza el libre acceso a las redes de Transmisión Viabiliza el desarrollo del mercado a través de la libre competencia Asegura la atención de la demanda con niveles adecuados de calidad, seguridad y confiabilidad. Ingreso regulado aprobado por la CREG Tensiones iguales o superiores a 220 kV Expansión en competencia Planeación centralizada 23 TRANSMISIÓN 24 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 25 GENERACIÓN Competencia en el mercado de corto plazo a través de las ofertas a la Bolsa de Energía En el mercado de contratos se realiza la competencia a través de las convocatorias públicas para el Mercado Regulado y las negociaciones libres para el Mercado No Regulado Declaración de disponibilidad en la Bolsa de Energía y despacho centralizado Generación menor es autónoma en la programación de generación 26 GENERACIÓN - ¿QUIÉNES PARTICIPAN? Capacidad Despacho centralizado 20 MW Participación voluntaria 10 MW No despachadas centralmente LOCALIZACIÓN DE LAS PRINCIPALES CENTRALES TFLORES GUAJIRA BQUILLA TEBSA TCANDELARIA CARTAGENA PROELECTRICA URRÁ TASAJERO GUADALUPE IV TRONERAS PALENQUE BARRANCA CENTRO PORCE II MERILECTRICA JAGUAS SIERRA LA TASAJERA PLAYAS S.CARLOS GUATAPE GUADALUPEIII * PAIPA DORADA ESMERALDA MIEL S.FRANCISCO ZIPA TERMOYOPAL Hidráulicas CHIVOR GUAVIO LA GUACA PARAISO ALTO Y BAJO ANCHICAYÁ CALIMA TERMOVALLE PRADO YUMBO TERMOEMCALI SALVAJINA BETANIA FLORIDA RIO MAYO Térmicas 27 28 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 29 CENTRO NACIONAL DE DESPACHO Es el encargado de efectuar la planeación, coordinación, supervisión y control de la operación integrada de los recursos de generación y transmisión del Sistema Interconectado Nacional, de acuerdo con lo estipulado en los Artículos 33 y 34 de la Ley 143 de 1994 y en concordancia con el reglamento de operación expedido por la CREG y los acuerdos técnicos aprobados por el CNO. 30 MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA Administración del Sistema de Intercambios Comerciales - ASICmediante el registro de los contratos de energía a largo plazo; de la liquidación, facturación, cobro y pago del valor de los actos o contratos de energía en la Bolsa por generadores y comercializadores. Liquidación y Administración de las Cuentas de Cargos por uso de las Redes del Sistema Interconectado Nacional -LAC- realizando el cálculo de ingresos y compensaciones de los transportadores y distribuidores, la liquidación y facturación de cargos para comercializadores y la gestión financiera del proceso. Servicios de Información (con y sin valor agregado) a los interesados en el mercado para la toma de decisiones en las empresas. 12 de febrero de 2008 LA BOLSA Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 32 LA BOLSA D O P D Demanda Subasta: Oferta Sobre cerrado Asignación parcial Precio de compra >= Precio de Oferta La demanda es tomadora de precio Descubrimiento de precio eficiente 33 AGENTES REGISTRADOS 34 ¿CÓMO PARTICIPAR EN EL MERCADO? Requisitos: Constituirse como una E.S.P. En Colombia o ser una prestadora de servicios de electricidad en la CAN (Ecuador). Certificado cámara de comercio (Objeto Social). Firmar Pagarés, con su carta de instrucciones. Suscribir un Contrato de Mandato con el ASIC o el LAC. 35 ¿CÓMO PARTICIPAR EN EL MERCADO? Si es un transmisor debe registrar sus activos. Si es un distribuidor debe tener cargos aprobados por la CREG. Si es un generador debe registrar contratos y/o participar en la Bolsa. Además debe presentar Garantías. Si es un comercializador debe registrar contratos y/o fronteras comerciales. Además debe presentar Garantías. PRESENTACIÓN GENERAL DEL MERCADO 36 DEFINICIONES Demanda No Doméstica Demanda Total Venezuela: No integración de mercado con Colombia Demanda Total Doméstica Ecuador: Integración de mercado con Colombia Demanda Internacional de Despacho Económico Coordinado 37 CURVA DE OFERTA Curva de oferta de corto plazo Precios $/kWh La curva de demanda se mueve a lo largo del día. Los precios de oferta se mueven con las reservas energéticas Las capacidad de generación se mueve con el ingreso de nuevos proyectos, el retiro de los obsoletos y los mantenimientos. PB Curva de Demanda Cantidades Capacidad de generación kWh 38 LA OFERTA Planta 5 Planta 4 110, 50 50, 50 90, 100 Planta 6 70, 30 Las ofertas son planas y diarias. 200, 120 Precio, Disponibilidad Planta 3 30, 200 100, 50 Planta 1 Planta 2 Las ofertas tienen dos componentes: el precio y la disponibilidad Planta 7 Antes de las 8 am los generadores preparan y envían sus ofertas… 39 LA OFERTA Las ofertas se ordenan según el precio de menor a mayor y se determinan las plantas de generación que atenderán la demanda… Demanda 400 MW Precio $/kWh Precio, Disponibilidad 200, 120 110, 50 100, 50 90, 100 70, 30 30, 200 50, 50 PB= 100 $/kWh Disponibilidad acumulada MW 40 FORMACIÓN DEL PRECIO DE BOLSA Precio oferta $/kWh Pago de la energía competitiva a Precio de Bolsa P8 P7 Precio Bolsa Internacional P6 P5 Precio Bolsa Nacional Margen del generadorP3 P4 P2 P1 Cargo por Capacidad Demanda Nacional + TIE Demanda Demanda Internacional 41 CONTRATOS DE LARGO PLAZO EN EL MERCADO MAYORISTA Acuerdos bilaterales de tipo financiero, para cubrir en parte o en su totalidad los compromisos comerciales de los Generadores y los Comercializadores. Estos contratos no implican la entrega física de la electricidad. Son herramientas de cobertura de riesgo de precios, útiles para mitigar la alta volatilidad del precio de la Bolsa. Existe plena libertad en la forma de contratación, siempre y cuando se determine, con resolución horaria, la cantidad y el precio. TIPOS DE CONTRATOS 42 Pague lo Contratado (Take or Pay) El comprador se compromete a pagar toda la energía contratada, a una determinada tarifa, independiente de que ésta se consuma efectivamente. Si el comprador contrató una cantidad mayor que sus compromisos comerciales, la diferencia la vende en bolsa. Único caso en que un agente comercializador vende energía en Bolsa. 43 TIPOS DE CONTRATOS Pague lo Demandado (Pay as Demand) Contratos suscritos comercial del para agente cubrir la demanda comercializador. Las cantidades sólo se conocen al momento de calcular la demanda total del agente comprador. El Vendedor asume el riesgo de cambio en la demanda. PROCESO DE ASIGNACIÓN DE CONTRATOS Para cada agente se asigna cada hora sus contratos registrados de la siguiente forma: Primero se asignan los contratos Pague lo Contratado. Luego, se asignan los contratos tipo Pague lo Demandado por orden de mérito en precios. Cuando se presenten dos contratos con el mismo precio, se despachan proporcionalmente, de acuerdo a la cantidad contratada en cada hora. 44 PROCESO COMERCIAL Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 46 PROCESO COMERCIAL LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA Medidas Agentes Para Paralalaliquidación liquidaciónse se diferencia diferencialalabolsa bolsa nacional de nacional delala internacional internacional Energía en Bolsa 21 17 13 9 5 1 Cobertura en Contratos Demanda Comercial 21 17 13 9 Contratos Largo Plazo 5 21 17 13 9 5 Energía en Contratos 1 21 17 13 9 5 1 1 Prioridad en contratos: Pague lo contratado Pague lo demandado 47 SERVICIOS COMPLEMENTARIOS EN EL MERCADO MAYORISTA MERCADO DE ENERGÍA Regulación de Frecuencia Desviaciones Calidad del Servicio (balance en el corto plazo) Sistemas de Transmisión Nacional y Regionales Viabiliza la entrega de la energía de la generación a la demanda Cargo por Confiabilidad Remuneración parcial de los costos fijos buscando la confiabilidad en el largo plazo RESTRICCIONES TFLORES BQUILLA TEBSA 48 Generación Ideal Generación Real GUAJIRA TCANDELARI CARTAGENA A PROELECTRICA dif dif Ideal URRÁ Real Real TASAJERO Ideal GUADALUPE IV TRONERAS PALENQUE BARRANCA CENTRO PORCE II JAGUAS MERILECTRICA SIERRA LA TASAJERA PLAYAS S.CARLOS GUATAPE GUADALUPEIII * Restricciones RECIBE (R+) PAIPA DORADA ESMERALDA MIEL S.FRANCISCO ZIPA LA GUACA PARAISO ALTO Y BAJO ANCHIC AYÁ PAGA (R-) TERMOYOPAL CHIVOR GUAVIO Al tener en cuenta las limitaciones del sistema de transmisión, el despacho real es más costoso que el ideal. CALIMATERMOVALLE YUMBO TERMOEMCALI PRADO SALVAJINA BETANIA Los costos se asocian a restricciones y son pagados por los comercializadores, quienes a su vez los trasladan a sus usuarios. FLORIDA RIO MAYO La generación fuera de mérito se remunera a sus costos variables. 49 RESTRICCIONES Tipos de Restricciones según su naturaleza 1 ELÉCTRICAS Propias Propiasde decada cada elemento elemento 2 OPERATIVAS Propias Propiasdel delconjunto conjuntode de elementos elementos(sistema) (sistema) 50 RESTRICCIONES Restricción Eléctrica Limitación en el equipamiento del SIN, o de las Interconexiones Internacionales, tales como límites térmicos admisibles en la operación de equipos de transporte o transformación, límites en la operación del equipamiento que resulten del esquema de protecciones (locales o remotas), límites de capacidad del equipamiento o, indisponibilidad de equipos. 51 RESTRICCIONES Restricción Operativa Exigencia operativa del sistema eléctrico para garantizar la seguridad en Sub-Áreas o Áreas Operativas, los criterios de calidad y confiabilidad, la estabilidad de tensión, la estabilidad electromecánica, los requerimientos de compensación reactiva y de regulación de frecuencia del SIN. 52 RESTRICCIONES Quién paga - Quién recibe ? RECIBEN POR RESTRICCIONES Las generadores (reconciliación positiva a precio de reconciliación) PAGAN LAS RESTRICCIONES Comercializadores y exportación internacional (demanda) Operadores de red Transportadores RECONCILIACIÓN 53 Generación Ideal ♦ Despacho Ideal (MEM) La generación ideal se paga a precio de bolsa Generación Real ♦Despacho Real (CND) Las diferencias entre Generación Real e Ideal se pagan a otro precio RECONCILIACIÓN ES ... 54 Diferencia que se presenta entre la generación real y la generación ideal de una planta o recurso de generación. REC = Greal - Gideal dif dif Ideal Real Real PAGA (R-) Ideal RECIBE (R+) RECONCILIACIONES 55 Costos de Reconciliación Positiva por Generaciones de Seguridad: Costos asociados con generaciones de seguridad fuera de mérito: GR > GI: Agente Vende Reconciliación (Recibe) RECONCILIACIONES 56 Costos de Reconciliación Negativa: Costos asociados con generaciones desplazadas en el despacho real por generaciones de seguridad fuera de mérito o por atrapamientos: GR < GI: Agente Compra Reconciliación (Paga) PRECIOS 57 ♦ La generación ideal se paga a precio de bolsa ♦ Las reconciliaciones se pagan a precio de reconciliación RECONCILIACIONES 58 Los Precios de Reconciliación térmicas e hidráulicas son: para plantas ♦ PR para Reconciliación Negativa (CREG 0342001) ♦ PR para Reconciliación Positiva Hidráulicos (CREG 034-2001 y CREG 084-2005) ♦ PR para Reconciliación Positiva Térmicos (CREG 034-2001 y CREG 084-2005) 59 REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA Su objetivo es mantener la GENERACIÓN = DEMANDA Todo generador debe prestar regulación primaria de frecuencia, así mismo debe prestar o comprar el servicio de regulación secundaria de frecuencia. REGULACIÓN PRIMARIA Y SECUNDARIA DE FRECUENCIA 60 La regulación primaria de frecuencia está definida en la Resolución CREG 023 de 2001. Para la Regulación Secundaria de Frecuencia los límites operativos están reglamentados en la resolución CREG 025/95 y la parte comercial por la CREG 064/2000. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA 61 EL AGC (Control Automático de Generación) es el ajuste automático o manual que realizan los generadores para preservar el equilibrio determinado por: GENERACIÓN = DEMANDA La parte comercial esta reglamentada por la Resolución CREG 064 de 2000. REGULACIÓN SECUNDARIA DE FRECUENCIA 62 ARTÍCULO 1o. Obligatoriedad Comercial de la Prestación del Servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia. Todo generador despachado centralmente será responsable comercialmente de contribuir con una potencia en giro, que será proporcional a programada en cada hora. su generacion 63 PENALIZACIÓN POR DESVIACIONES 08500 PENALIZADO 07500 NO PENALIZADO 06500 5% 05500 5% 04500 MÁXIMO 03500 MÍNIMO PENALIZADO 02500 GENERACIÓN PROGRAMADA 01500 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Cada recurso de generación que se desvíe del despacho programado horario por fuera de la franja de tolerancia del 5% verá afectadas sus transacciones comerciales. RESOLUCIÓN CREG 112 DE 1998 RECOLECCIÓN 64 COMPRAS DESVIACIONES - GENERADORES PAGAN MAGNITUD DESVIACIÓN = COSTO DESVIACIÓN = |GP - GR| (kWh ) |PO - PB| $ kWh Despacho Ideal - Periodo x |GP - GR| * |PO - PB Inter| (kWh) * ($/kWh) = $1 Demanda |GP - GR| * |PO - PB Inter| Internacional Internacional PB Nacional (kWh) * ($/kWh) = $2 (Venezuela) $1 +$2 + $3 = $ Totales de Desviación en el Px Demanda Nacional (Colombia + Ecuador) |GP - GR| * |PO - PB Nal| (kWh) * ($/kWh) = $3 65 Debido al alto componente hidroeléctrico en su oferta, el sistema colombiano es vulnerable a eventos secos racionamiento El Niño 3,000 2,000 1,000 Térmica Hidráulica Demanda no atendida Jul-06 Ene-06 Jul-05 Ene-05 Jul-04 Ene-04 Jul-03 Ene-03 Jul-02 Ene-02 Jul-01 Ene-01 Jul-00 Ene-00 Jul-99 Ene-99 Jul-98 Ene-98 Jul-97 Ene-97 Jul-96 Ene-96 Jul-95 Ene-95 Jul-94 Ene-94 Jul-93 Ene-93 Jul-92 Ene-92 Jul-91 0 Ene-91 GWh 4,000 Demanda total DEMANDA VS CAPACIDAD (MW) 4327 8762 8950 CARGA PICO CAPACIDAD Demanda Hidr. Térm. CARGO POR CONFIABILIDAD A partir de diciembre de 2006 entra en funcionamiento un nuevo esquema con una nueva definición “Cargo por Confiabilidad: Remuneración que se paga a un agente generador por la disponibilidad de activos de generación con las características y parámetros declarados para el cálculo de la ENFICC, que garantiza el cumplimiento de la Obligación de Energía Firme que le fue asignada en una Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme o en el mecanismo que haga sus veces. Esta energía está asociada a la Capacidad de Generación de Respaldo de que trata el artículo 23 de la Ley 143 de 1994 y es la que puede comprometerse para garantizar a los usuarios la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica bajo condiciones críticas.“ (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones) 66 67 A partir de diciembre de 2006 entró en funcionamiento un nuevo esquema con una nueva definición REMUNERACIÓN GENERADOR SUBASTA O ASIGNACIÓN CREG DISPONIBILIDAD ACTIVOS (PARÁMETROS DECLARADOS) OBLIGACIÓN DE ENERGÍA FIRME CAPACIDAD GENERACIÓN DE RESPALDO MERCADO SECUNDARIO DE RESPALDO CONFIABILIDAD EN CONDICIONES CRÍTICAS 68 A cambio de la remuneración, los generadores adquieren la obligación de entregar su energía firme asignada a un precio de escasez definido por el regulador “Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar, de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución.“ (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones) A cambio de la remuneración, los generadores adquieren la obligación de entregar su energía firme asignada a un precio de escasez definido por el regulador 69 Verificación diaria expost Precio de bolsa Precio de escasez Demanda Doméstica Objetivo Liquidación con el Despacho Ideal Monto a favor o a cargo = (Qideal – Qobligación) (Pbolsa – Pescasez) 70 La primera subasta se realizará a finales de 2007, para asignar obligaciones y derechos para el 2010 2006 2007 (Dic. - Nov.) 2008 2009 2010 2011 2012 … TRANSICION Existentes Subasta primaria 2010 Nuevos Hasta 20 años Existentes Subasta primaria 2011 Nuevos Subasta primaria 2012 Hasta 20 años Existentes Nuevos Hasta 20 años • Durante la transición, la asignación se hará a prorrata de la energía firme declarada por los generadores. • El precio ha sido definido por el regulador para este periodo. 71 CONCEPTO - CEE El CEE es el Costo Equivalente en Energía del Cargo por Confiabilidad expresado en $/kWh, utilizado para las cotizaciones (precio oferta diario de los generadores) en la Bolsa. NOVIEMBRE DICIEMBRE (Mes a Liquidar) $ kWh 01 30 01 Antes de empezar el mes se calcula el cargo aproximado (CEE), con estimados de Demanda 31 OEF Plantas Mes CEE a usar todo el mes de Diciembre CEE = $ kWh ∑ (OEF Mensual, Planta, Subasta x Precio OEF, Planta, Subasta Subasta , Planta ETDP = (kWh ) x USD (kWh ) x $ kWh USD Donde: OEF: Obligación de Energía Firme mensual de la planta asignada en una subasta. Precio: Precio al cual le fue asignada la OEF asociada a la planta, en una subasta. ETDP: Energía Total Demandada Proyectada en el SIN para cada mes. ) x TRM TRM del día hábil anterior al precio de fijación del CEE. 72 CONCEPTO – PRECIO ESCASEZ Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía. (Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones) Precio Escasez PEc Nov OCV Dic = PEc Nov + OCV US$ Indice = 101 . 6 * MWh Indice Nov = CEE ó CERE COM Nov = 10.667 Nov Octubre Mayo/06 + FAZNI IPC Nov $ * kWh IPC Jun/06 Nov + COM Nov Indexación del PE parte Combustible $ kWh Nov + LY99 $ kWh Indice mes-1 PEc mes = PEc mes-1 * Indice mes-2 Nov + CUAGC Nov $ kWh 73 CONCEPTOS CERE El CERE es el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad expresado en $/kWh, utilizado para la liquidación definitiva (versión TXF). DICIEMBRE (Mes a Liquidar) ENERO 01 31 01 31 Después que pasa el mes se calcula el cargo exacto (CERE), con la Demanda Real ($) RRI Planta, día DispCom Planta, día = Min 1, CEN * (1 - IHF) * OEF planta, dia * PCC Planta, dia TRM del último día del mes a liquidar $ kWh PCC = ∑ (Precio Planta, día x OEFPlanta, día ) Subasta, Planta ∑ ( OEF Subasta, Planta ($) RRT Mes = n n ∑ ∑ RRI dias =1 plantas =1 planta, dia Planta, día ) RRT Mes $ CERE = G Real + VenB plantas kWh NDC 74 LIQUIDACION Valor a Recaudar (VR) Valor a Distribuir (VD) A ($ ) cada planta del Cada planta Recaudó a través de sistema colombiano se le Distribuye un sus ventas de energía en bolsa y dinero por Cargo por Confiabilidad, reconciliaciones (Generación por un valor de: Real) un valor de: VD planta = n ∑ RRI día =1 planta, dia ($ ) VRPlanta = CERE x Neto Calculado (F) F = VD – VR F > 0 Al agente se le paga lo que quedó faltando del cargo. F < 0 El agente devuelve lo que recaudó de más, con respecto a lo que le tocaba de cargo. Detalle GR Planta DC Ventas en Bolsa NDC PROCESO COMERCIAL 75 FACTURACIÓN Otros Cargos 21 17 13 9 5 1 Energía en Bolsa 21 17 13 9 5 1 Energía en Contratos + Restricciones Penalización por Desviaciones Cargo por Confiabilida Todos Todoslos losconceptos conceptosson sonde de liquidación liquidaciónHORARIA, HORARIA,excepto excepto elelCargo por Confiabilidad, Cargo por Confiabilidad, que quees esDIARIA DIARIA Facturación Centralizada Facturación entre agentes 76 ESQUEMA DE TIEMPOS Y VERSIONES Línea de tiempo Factura TIE •Oferta •Despacho Día -1 •Operación •Redespacho Día 0 •Medidas comercializadores •Cambios datos en medidas generadores Día 1 ……. • Medidas generadores • Información operación • Primera liquidación generadores (precio de bolsa, etc) Segunda liquidación (hasta 11:00 am) Día 4 Día 7 Resumen Mensual Liquidación ……. Día 6 Fin de mes Mes siguiente Facturación Mercado Colombia Día 12 Día 13 77 FACTURACIÓN Abril Vencimiento del ajuste final del mes Ecuador Mayo (diferencia entre facturación y prepago -TX2-) 1 Vencimiento Colombia Vencimiento de Ecuador prepago - TX2 - La facturación se realiza considerando los precios resultantes, incluyendo: • Los cargos asociados a generación o demanda, según se trate de importación o exportación. • Ajuste neto de las TIE • El valor final de facturación de las TIE es el resultante de la liquidación mensual para cada país. Transacciones Internacionales de Electricidad Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. 79 ESTRUCTURA DEL MERCADO CLIENTES COMERCIALIZACIÓN DISTRIBUCIÓN TRANSMISIÓN OPERACIÓN ADMINISTRACIÓN Centro Nacional de Despacho Mercado de Energía Mayorista GENERACIÓN MERCADOS DE OTROS PAÍSES (TIE) 80 TRANSACCIONES INTERNACIONALES • El ASIC y el CND realizan en nombre del mercado colombiano las transacciones con los otros países. • El Administrador del SIC es el Administrador del Mercado Colombiano para efectos de las Transacciones Internacionales de Electricidad de Corto Plazo. • El Centro Nacional de Despacho es el Operador del Mercado para dichas transacciones. 81 MARCO REGULATORIO Y LEGAL Decisión CAN 536 Normas CREG Normas CONELEC Procedimientos TIE Agentes Mandato XM CENACE Acuerdos Oper. y Comercial Agentes Mandato ACUERDO COMERCIAL El acuerdo comercial se suscribió con CENACE el 27 de febrero y se recibió visto bueno de la CREG el 28 de febrero de 2003. 82 83 MODELAMIENTO TIE CON ECUADOR ECUADOR Contadores para liquidación por parte del ASIC COLOMBIA EECU1002 EECU1003 EECU1001 IECU3002 IECU3003 IECU3001 L 138 kV EECU2002 EECU2005 EECU2001 IECU4002 IECU4005 IECU4001 230 kV L EECU2004 EECU2006 EECU2003 IECU4004 IECU4006 IECU4003 L 230 kV ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR Al ser catalogada la electricidad como un bien, las TIE deben cumplir con todos los requisitos aduaneros atribuibles a los bienes. Habilitación ante la DIAN de los puntos de exportación. Resolución DIAN 0019 de febrero 27 de 2003 en la cual se habilitan los contadores ubicados en las subestaciones Jamondino y Panamericana. Habilitación ante la CAE (Corporación Aduanera Ecuatoriana) como Operadores de Comercio Exterior, requisito fundamental para poder exportar a Ecuador (Febrero) Acuerdo con la DIAN para realizar trámites de importación y exportación desde la ciudad de Medellín (Febrero) 84 ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR Contratación de la Sociedad de Intermediación Aduanera (SIA) “Aduanas AVIA”, con experiencia en el sector (Febrero) Registro ante el Banco de la República de la cuenta de compensación abierta por el ASIC, para el manejo de los anticipos de exportaciones. Presentación de Declaraciones de Cambio, por cada pago anticipado de exportaciones. Presentación de Declaraciones de Cambio por cada pago anticipado de importaciones. 85 ASPECTOS ADUANEROS Y DE COMERCIO EXTERIOR Presentación mensual de Declaraciones de Cambio, desagregando los movimientos registrados en la cuenta de compensación, consolidados por numeral cambiario. Presentación a la DIAN de un informe mensual sobre todas las operaciones cambiarias realizadas durante el mes. Presentación al Ministerio de Hacienda de un informe mensual sobre compra y venta de divisas. Presentación de informe trimestral a Banrepública que contenga toda la información registrada en el expediente cambiario, registro y control de anticipos vs. Documentos de exportación. 86 12 de febrero de 2008 Administración Financiera Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P. GARANTÍAS Según cálculos mensuales realizados por el ASIC Resolución CREG 024/95 El agente debe garantizar sus obligaciones Agentes que compran Energía en Bolsa Pagos anticipados calculados y depositados semanalmente en el ASIC Resolución CREG 070/99 TIES: Depósitos semanales previos a la importación de energía Resolución CREG 004/03 88 PAGOS REALIZADOS POR LOS AGENTES ADMINISTRACIÓN DE CUENTAS RECAUDO Recolección de los dineros entregados como pago por los agentes IDENTIFICACIÓN Reconocimiento del origen del pago APLICACIÓN Asignación de los dineros recaudados al pago de las obligaciones DISTRIBUCIÓN Transferencia de dinero a los beneficiarios 89 90 INSTRUMENTOS PARA GESTIÓN CARTERA Pagarés Garantías financieras Limitación de suministro • Demanda de usuarios finales Res. CREG 116/98. • A empresas intervenidas • De energía en Bolsa no destinada a usuarios finales Res. CREG 001/03. Suspensión de registro de fronteras y contratos Res. CREG 6/03 12 de febrero de 2008 Calle 12 Sur N°18 – 168, PBX: 57(4) 317 2929 FAX: 57 (4) 317 0833, Medellín – Colombia www.xm.com.co Todos los derechos reservados para XM S.A E.S.P.
