evolución de los derechos firmes de transmisión y ... · este modelo, busca aquellas solicitudes...

Derechos reservados. ©Copyright 2016. Ente Operador Regional / / www.enteoperador.org

Evolución de los Derechos Firmes de Transmisión y de la Planificación del Sistema de Transmisión Regional

en el Mercado Eléctrico Regional

Por: Salvador López Alfaro –

Presidente del Ente Operador Regional

20 de julio de 2016.

Hotel Sheraton Presidente, El Salvador.


Contenido

1. Evolución de los Derechos Firmes en el MER

2. Situación actual de la Planificación del Sistema de Transmisión Regional.

3. Conclusiones.


Evolución de los Derechos Firmes en el MER

El Mercado Eléctrico Regional – MER. Tipos de Transacciones de Energía

Cambios regulatorio de los Derechos Firme

Mecanismo vigente para la asignación de Derechos FirmesHechos relevantes en el proceso de asignación

Evolutivo de los Derechos Firmes

Acciones del EOR


El Mercado Eléctrico Regional.

Agentes Compran o

Retiran

Se basa en ofertas de inyección y retiro de energía.

Se basa en compromisos contractuales entre agentes, donde se tiene libertad para definir

los precios y condiciones.

Mercado de Oportunidad

Regional (MOR)Mercado de Contratos Regional

(MCR)

Agentes Venden o

inyectan

TIPOS DE TRANSACCIONES DE ENERGÍA

- Ofertas de Oportunidad de los Agentes (inyección y retiro)- Ofertas de Flexibilidad asociada a los Contratos No Firmes- Ofertas de Oportunidad de inyección asociada a los Contratos Firmes

- Contratos No Firmes Físicos Flexibles - Contratos Financieros - Contratos Firmes

El periodo de mercado es de 1 hora.

Agentes Compran o

Retiran

Agentes Venden o

inyectan


Cambios regulatorios de los Derechos Firmes

• Procedimiento de Aplicación de los Contratos Regionales con Prioridad de Suministro y Derechos Firmes

RESOLUCIÓN CRIE-P-26-2014

• Modificación de Cálculo de IVDT’s y CVT’s


• La CRIE instruye al EOR realizar pruebas de asignación de Derechos Firmes anuales y mensuales.


• Modificación al Procedimiento de Aplicación de los Contratos Firmes y Derechos Firmes. De Precio Regulado a Precio Mínimo de Oferta.

RESOLUCIÓN CRIE-46-2015

• Modificación de metodología de Precio Mínimo de Oferta

RESOLUCIÓN CRIE-51-2015


Derecho Firme y Contrato FirmeDERECHO FIRME

Esta asociados a un Contrato Firme

Se otorgan al Agente que oferte más por la capacidad de transmisión.

Se adquiere Derecho para inyectar y retirar potencia, pero NO es una obligación.

El Agente tiene Derecho a percibir Renta de Congestión o la obligación de pagarla.

Reduce el riesgo de pago de los Cargos Variables de Transmisión (CVT´s)

Se debe realizar un prepago por el uso de la Red de Transmisión.

CONTRATO FIRME

Son contratos de compra y venta de energía entre dos agentes de diferentes países

Estan diseñados para dar prioridad de suministro contratada al agente que retira. Tiene asociado DF una de las partes.

Los Contratos Firmes deben ser registrados en el EOR, antes de ser declarados por el OS/OM.

En caso de restricciones de transmisión, el Contrato podría ser reducido. Esto es de baja probabilidad.


Res. CRIE-P-26-2014

Precio Oferta = Precio Regulado

Res. CRIE-46-2015

Precio Oferta >= Precio Mínimo de Oferta

Condiciones Competencia : NO

Condiciones Competencia : SI

Diferencias de Procesos de Asignación de Derechos Firmes antes y después de Resolución CRIE-46-2015


Lo que se necesita saber sobre DF…• El EOR realiza convocatorias para asignación de Derechos Firmes con

periodo de validez Anual y con periodo de validez mensual,conforme los plazos establecidos en la resolución CRIE-46-2015.

¿Cómo se realizan las convocatorias?

• Puede ser solicitado únicamente por agentes autorizados pararealizar transacciones en el MER.

Agentes que pueden solicitar un DF

• La solicitud de DF debe ir acompañada de una Garantía deMantenimiento de Solicitud de oferta, correspondiente al 10%(anual) o 20% (mensual) de su oferta.

¿Por qué una garantía?

• La asignación de los DF se realiza mediante el mecanismo deoptimización establecido en la resolución CRIE-46-2015, y en el quelas solicitudes compiten económicamente con base en su precioofertado, por la capacidad de transmisión disponible.

Mecanismo de Asignación

• El Titular del Derecho Firme tiene el derecho a percibir o laobligación de pagar la Renta de Congestión que se calcula para cadaperiodo de mercado durante la validez del DF.

De la Renta de Congestión


Mecanismo Vigente para la Asignación de Derechos Firmes. Resolución CRIE-46-2015

MAXIMIZAR

+ Compra DF

- Venta DFPP

- Compra DFPP

- Venta DF

Este modelo, busca aquellas solicitudes cuyas ofertas económicas sean más atractivas y se simplifica solo en la Compra de Derechos Firmes.


Hechos relevantes en los procesos de asignación de Derechos Firmes

• Solicitudes que han cumplido con todos los requisitos : 125

• Solicitudes con Potencia Adjudicada: 90

• Agentes Participantes de DF (Solicitantes y Contrapartes):

• Ingreso Variable de Transmisióny Potencia Asignada:

19,46%

17,42%

1,3%

1,2% 3,7%

Anual y Mensual

GUA ELS

HON CRI

PAN

Tipo IVDT (USD$) Potencia Asignada (MW)

Mensual $1038,824.56 407.91

Anual $5232,610.56 3,268.01

Total $6,271,435.12 3,675.916


Evolutivo de los Derechos Firmes

123 123

179 180

153

133

119

130

162

194

132123

102

122114 116

143

121

ene.-15 feb.-15 mar.-15 abr.-15 may.-15 jun.-15 jul.-15 ago.-15 sep.-15 oct.-15 nov.-15 dic.-15 ene.-16 feb.-16 mar.-16 abr.-16 may.-16 jun.-160

50

100

150

200

DF (A1501):123 MW

DF (A1501):123 MWDF M: 0.3

MW

DF (A1501):123 MWDF M: 56

MW

DF (A1501):123 MWDF M: 57

MW

DF (A1501):123 MWDF M: 30

MW

DF (A1501):123 MWDF M: 10

MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MW

DF M: 11MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MW

DF M: 43MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MW

DF M: 75MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MW

DF M: 14MW

DF(A1507):35 MW

DF (A1501):84 MWDF M: 5

MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):60.5 MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):60.5 MWDF M: 20

MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):60.5 MWDF M: 12

MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):60.5 MW

DF M: 14.5MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):60.5 MW

DF M: 41.5MW

DF(A1507):41 MW

DF (A1601):61 MW

DF M: 19MW

MW

CRIE-P-26-2014 CRIE-46-2015


ACCIONES DEL EOR

Ha impartido talleres

de capacitación a nivel

regional y nacional en

coordinación con los

OS/OM

Ha brindado explicaciones

puntuales sobre la

metodología de

asignación y

formulaciones

matemáticas a: Agentes,

Instituciones Nacionales y

OS/OM

Con la aprobación de su Junta Directiva, el EOR ha realizado diversas acciones ante el MER con el fin de incentivar la participación de sus Agentes en el proceso de Asignación de Derechos Firmes. Entre las cuales están:


Plan de la Expansión de la Generación y Transmisión Regional

Base regulatoria de la Planificación de la Transmisión Regional en el SER.

Premisas técnicas

¿Cuál es el objetivo de la Planificación de la Expansión?

Resultado de los estudios de Planificación a Largo Plazo 2015-2020


TRATADO MARCO DEL MER• Formular el plan de expansión indicativo de la generación y latransmisión regional, previniendo el establecimiento demárgenes regionales de reserva y ponerlo a disposición de losagentes del MER.

• Art. 28 – Objetivos y funciones del EOR, inciso e).


Premisas técnicas para la preparación del Plan

Planes de expansión Nacionales después de 2018 - Fijas

Optimizables

Proyección de la demanda

informadas por cada país

Planes de expansión Nacionales

antes de 2018-Fijas

Costos de inversión

informados y costos de referencia

SIEPAC

Precios de Combustibles

proyecciones del EIA

Opciones de Proyectos de Generación

Se consideraron 7 escenarios de expansión

Costo de falla (Energía no servida)

Tasa de descuento 12.6 4 % -

Horizonte del estudio 10

años


¿Cuál es el objetivo de la Planificación de la Transmisión Regional?

2015 2016 2017 2018 2019 2020

MW 200 200 200 300 450 600

200 200 200

300

450

600

0

100

200

300

400

500

600

700C

apac

idad

Op

era

tiva

(M

W)

2021


Resultados del estudio de Expansión a Largo Plazo

Sistema 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Total General

Guatemala - - - 5,483 - - 5,483

El Salvador 31,039 - - - - 31,039

Honduras 6,087 3,922 13,713 - 10,534 34,256

Nicaragua - 3,627 - - - 3,627

Costa Rica 50,192 - - 646 - - 50,838

Panamá 79,036 821 1,337 226 - 8,066 89,486

Int. Guatemala-Honduras - - 20,225 - - 20,225

Int. Guatemala-El Salvador - 15,413 - - - 15,413

Int. Honduras-Nicaragua 20,436 12,117 - - - 32,553

Int. Nicaragua-Costa Rica - 26,847 - - - 26,847

Int. Costa Rica-Panamá 7,876 - - - - 7,876

Total año 194,666 62,747 35,275 6,355 - 18,600 317,643

(Hasta el año 2024)

Plan de Inversión (Ampliaciones Planificadas y a Riesgo) – Miles de US$


Resultados del estudio de Expansión a Largo PlazoAmpliaciones cuya construcción debería comenzar en los próximos dos años

Tipo de Ampliación

Ampliaciones Planificadas Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)

Líneas nuevas 12 1044 km 143,197

Líneas a Repotenciar 11 462 km 39,287

Transformadores --- --- ---

Ampliaciones A Riesgo Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)

Líneas nuevas 4 357 km 52,029

Líneas a Repotenciar 17 473 km 37,955

Transformadores 4 562 MVA 20,220

Total 292,688Obras relacionadas al Proyecto SIEPAC

Ampliaciones SIEPAC Cantidad Requerimiento Inversión (miles de US$)

SIEPAC -Planificadas 6 803 98,624

SIEPAC - A Riesgo 4 357 52,029

Total 10 1,160 150,653


Resultados del estudio de Expansión a Largo PlazoAmpliaciones cuya construcción debería comenzar en los próximos 2 años

AtributoSIEPAC

2do. CircuitoCapacidad de

TransporteInversión Total OP +

OAR a entrar en 2021

Costo de Inversión

incremental

Costo Total de abastecimiento

Reducción de costos operativos

Beneficio de la Expansión

de la Transmisión

Plan de Expansión

803 km de ampliaciones planificadas357 A Riesgo

Hasta 600 MW

US $ 292.7 Millones

US $133.7 Millones

(Valor Presente de las

anualidades 2015-2025)

US$ 11,877 Millones

Incluyendo la expansión de la

Transmisión

US$ 455.1 Millones

US$ 321,4 Millones

OP – Obras PlanificadasOAR – Obras A Riesgo


Plan Estratégico RegionalReunión conjunta de los Organismos del MER

Proponer los cambios regulatorios en el ámbito regional y nacionales para que los agentes

distribuidores puedan coordinar las compras de electricidad a fin de agregar demanda y atraer

inversiones en plantas eléctricas de mayor escala.


Conclusiones


1. Es necesario una metodología que permita a los agentesuna mejor y mayor participación en la asignación de losDerechos de Transmisión. La Junta Directiva del EOR sereunió con la Junta de Comisionados de la CRIE paraobtener sinergias en esa dirección.

2. La infraestructura de Transmisión Regional debe serfortalecida con nuevas obras, y las institucionesregionales tienen el mandato de los Gobiernos paratomar decisiones sobre el desarrollo del MER.


NOTA IMPORTANTE

El contenido del presente documento, junto con cualquier archivo adjunto, puede contener información propiedad del Ente Operador

Regional -EOR.- titular de los derechos de autor de todo el contenido, diseño e imagen. Por lo anterior, está prohibido copiar,

transmitir, retransmitir, transcribir, almacenar, alterar o reproducir parcial o total por cualquier medio electrónico o mecánico esta

información, sin permiso por escrito por parte del EOR. Dicha información podría ser de carácter confidencial, propietaria o con

derechos reservados y privilegios legales asociados. Su uso se debe circunscribir solamente al individuo o entidad para el cual la

información fue originalmente destinada. Asimismo, el Ente Operador Regional-EOR, no se hace legalmente responsable por daños

de cualquier tipo causados por el contenido del mensaje, por errores u omisiones, o por los archivos adjuntos. La integridad y

seguridad de este mensaje no pueden ser garantizadas en el Internet.

Si usted no es el destinatario de este mensaje, por favor elimínelo. Asimismo, le agradecemos informarnos de cualquier uso

indebido de nuestra infraestructura mediante el envío de un correo electrónico a : [email protected]

GRACIAS

mailto:[email protected]

evolución de los derechos firmes de transmisión y ... · este modelo, busca aquellas solicitudes...

Documents