Modelos Comerciales para Intercambios de Electricidad e Integración Energética

1. Modelos Comerciales para Intercambios de Electricidad e Integración Energética Daniel Cámac San José, Costa Rica 3-4 de setiembre de 2012

2. Contenido Daniel Cámac • Experiencias de Interconexión • Experiencias en la CAN • Otras Experiencias en la Región • Modelo de Integración Comercial (MIC) • Aspectos Conceptuales del MIC • El Modelo MIC

3. Experiencias en la CAN • Ampliación de suspensión del Marco General. • Se incluyen regímenes temporales para transacciones entre Colombia - Ecuador y Ecuador – Perú - Terceros • Suspensión de aplicación de Marco General (2 años). • Se instruye a la Revisión de norma para diseñar nuevo Marco General. • Establece Régimen temporal Colombia – Ecuador Marco General para intercambio comercial de electricidad en la subregión Daniel Cámac

4. Decisión 536 Daniel Cámac

5. Decisión 536 Daniel Cámac

6. Rentas por Congestión Rentas de congestión Precio en competencia, si no habría congestión En congestión, la capacidad de transmisión es menor que la capacidad requerida para satisfacer el abastecimiento a precios marginales de competencia. Los precios en ambos extremos del enlace congestionado son diferentes y por lo tanto se producen rentas de congestión en proporción a la diferencia de estos precios y al flujo a través de la línea. El Flujo A-B es igual al límite de capacidad pB* > pA*, por lo que se producen rentas de congestión: (pB* - pA*) x Flujo A-B Daniel Cámac

7. Decisión 536 Daniel Cámac

8. Decisión 536 Daniel Cámac

9. Decisión 536 (cont.) Daniel Cámac

10. Decisión 536 (cont.) Daniel Cámac

11. Decisión 757 - Anexo I Daniel Cámac

12. Decisión 757 - Anexo II Concepto de Intercambios de Electricidad entre Perú – Ecuador Daniel Cámac

13. Decisión 757 – Anexo II Definición de Precios de Intercambios de Electricidad entre Perú – Ecuador Daniel Cámac

14. Otras Experiencias en la Región Acuerdo de Integración para Desarrollar Hidrosy exportar excedentes. Basado en Contratos de Largo Plazo Transacciones basadas en Contratos de Largo Plazo y Derechos Financieros de Transmisión Intercambios de Emergencia por Acuerdo entre los Estados Daniel Cámac

15. Acuerdo de Integración Energética Perú – Brasil Características de los Mercados Eléctricos de Brasil y Perú • En junio de 2010, luego de varios años de negociación el Perú y Brasil suscribieron un Acuerdo para el Suministro de Electricidad al Perú y Exportación de Excedentes al Brasil (Acuerdo Perú-Brasil).

16. Acuerdo de Integración Energética Perú – Brasil • El objeto del Acuerdo Perú-Brasil es establecer un marco legal que promueva el desarrollo de la infraestructura necesaria (centrales hidroeléctricas y líneas de interconexión) en el territorio peruano. • El Acuerdo Comercial prevé la producción de electricidad destinada al mercado interno (Perú) y la exportación de los excedentes de potencia y energía eléctrica asociada al Brasil. • El Acuerdo prevé que las centrales hidroeléctricas y líneas de interconexión construidas en el Perú se transferirán del sector privado al Estado Peruano sin costo alguno al finalizar el periodo de concesión (30 años).

17. Acuerdo de Integración Energética Perú – Brasil • Las empresas privadas interesadas en desarrollar infraestructura en el marco del Acuerdo Perú-Brasil, deben respetar la siguiente prioridad para la venta de la energía producida: • Mercado Regulado Peruano (todos los consumidores del Servicio Público de Electricidad) a un precio fijo y competitivo que busque evitar incrementos tarifarios. La cantidad y precio son establecidos por el Estado Peruano al previo a la decisión de construcción del proyecto • Mercado Libre Peruano (por acuerdo entre las partes mediante procesos de subasta pública); y • Mercado Brasileño (monto fijo de potencia y energía asociada, por un periodo de 30 años, que se podrán vender en subastas de electricidad en el mercado regulado de Brasil)

18. Convergencias/Divergencias Daniel Cámac

19. Convergencia de Mercados Considérese dos sistemas A y B, con sus curvas de oferta y demandas X e Y. Al interconectarse ambos sistemas, la demanda total será igual a (X+Y). Para una interconexión plena no debe haber restricciones de transmisión, es decir la capacidad de la interconexión deberá ser mayor o igual a “T”, entonces el precio para ambos sistemas (precio del mercado integrado) será igual a Pc. $/MWh PB(aislado) PC(interconectado) PA(aislado) T MW X+Y X X+T Sistema A Sistema B Fuente: Hunt, S. (2002). Making Competition Work in Electricity, – Apéndice F Daniel Cámac

20. Precios y Rentas de Congestión Si la capacidad de transmisión, por cualquier motivo, es T’ menor que T, los precios en los mercados A y B son distintos y esa diferencia produce las denominadas rentas por congestión. $/MWh Renta de Congestión PB(aislado) PB(congestión) PC(interconectado) PAC(congestión) Capacidad de Transmisión en congestión PA(aislado) T' MW T Sistema B Sistema A Daniel Cámac

21. Rentas en la Interconexión Dado que sube el precio en el sistema A, respecto de su precio aislado, la renta de la demanda en A es captada por los generadores en A. La renta de los generadores en B es captada por la demanda en B dado que el precio es más bajo respecto del precio aislado. La renta de congestión es el producto del flujo en la interconexión por la diferencia de precios en sus extremos $/MWh Renta de los Generadores en B quees captada por la Demanda en B Renta de Congestión PB(aislado) PB(congestion) PC(interconectado) PAC(congest) Capacidad de Transmisión en congestión PA(aislado) Renta de la Demanda en A que captan los Generadores en A T' MW T Sistema B Sistema A Demanda: Se refiere a los agentes que retiran energía en el mercado de corto plazo, pueden ser los distribuidores, usuarios no regulados, comercializadores, generadores, entre otros. Independientemente de ello, los efectos del precio serán asumidos por los consumidores Daniel Cámac

22. Temas Controversiales Daniel Cámac

23. Derechos Financieros de Transmisión (DFT) Daniel Cámac

24. DFT como Cobertura de Riesgo • Caso SIN DFT • GenAtiene contrato de largo plazo por 120 MW a 35 US$/MWh y que GenBtiene contrato de largo plazo por 20 MW a 50 US$/MWh, ambos con la demanda en DemB • La LT permite transmitir hasta 100 MW Daniel Cámac

25. DFT como Cobertura de Riesgo • Caso SIN DFT El Despacho Económico resultante es como sigue: Daniel Cámac

26. DFTcomo Cobertura de Riesgo • Caso CON DFT Similar al caso sin DFT, pero GenA adquiere DFT por 100 MW de A hacia B Nótese que con DFT el GenA ya no pierde 1800 sino solo 300. Además la demanda paga lo mismo con o sin congestión en mérito a los contratos de largo plazo Daniel Cámac

27. DFT como Cobertura Total de Riesgo • Caso CON DFT Similar al caso anterior, pero GenA contrata solo por 100 MW con DemB Nótese que en este caso el GenA tiene cobertura al 100% con los DFT. La demanda se mantiene protegida por sus contratos de Largo Plazo Daniel Cámac

28. Modelo MIC Daniel Cámac

29. Modelo MIC Daniel Cámac

30. Daniel Cámac Gerente Comercial y de Regulación Av. República de Panamá 3490 San Isidro Lima 27. Perú Tel 51 1 6167815 Fax 51 1 616 7992 Daniel.camac@enersur.com.pe