Evolución de los Derechos Firmes de Transmisión y ... · Este modelo, busca aquellas solicitudes...
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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.
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Contenido
1. Evolución de los Derechos Firmes en el MER
2. Situación actual de la Planificación del Sistema de Transmisión Regional.
3. Conclusiones.
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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
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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
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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
RESOLUCIÓN CRIE-P-20-2015
• La CRIE instruye al EOR realizar pruebas de asignación de Derechos Firmes anuales y mensuales.
RESOLUCIÓN CRIE-P-24-2015
• 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
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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.
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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
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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
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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.
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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
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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
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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:
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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
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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).
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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
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¿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
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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$
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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
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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
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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.
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Conclusiones
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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.
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