XXII JORNADAS EN INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Mecanismo de Pago de Potencia por medio de OpcionesAplicado al Sector Eléctrico del Ecuador

Ing. José Oscullo Lala, MSc MBA

Centro Nacional de Control de Energía – CENACEQuito Ecuador

1. Resumen

En la actualidad los mercados de energíaeléctrica pasan por una profundareestructuración; especialmente en la creaciónde instrumentos para agilitar las transaccionesy reducir el riesgo comercial entre losdiferentes agentes del mercado eléctrico. Elriesgo comercial, aparece debido a ladisponibilidad de las unidades del sistemaeléctrico para el caso de las centraleshidroeléctricas es el caudal de los ríos queposeen una elevada aleatoriedad.

En esta etapa de la reestructuración todos losesfuerzos se han centrado en resolver losproblemas particulares de cada mercado; deesa manera tender a la creación de unaestructura del sector eléctrico, todo elloencaminado a garantizar que la oferta deenergía se adecue a la demanda en todomomento, más las señales económicas para laoferta de generación; debe buscar ser establesy con mecanismos claros y transparentes paratodos los agentes públicos o privados lo quepermita la instalación de capacidad de potenciadisponible en el sistema y con ello seasustentable el sistema de una manera técnica,política como económicamente. Dichascaracterísticas se ha llevado en los mercadosfinancieros específicamente las opciones, conunas adecuadas y rigurosas normas.

Para poder enfrentar estos inconvenientespresentes en la estructuración del sectoreléctrico, resulta útil analizar a otros sistemaseléctricos y/o sectores de la economía concaracterísticas similares; el presente trabajorealiza el estudio de un mecanismo deopciones para la remuneración de potenciaaplicado al sector eléctrico y la aplicabilidadde esta metodología en Ecuador.

Palabras clave: Mercado Eléctrico, Opciones,Pago de Potencia

2. El Sector Eléctrico Ecuatoriano

El sector eléctrico ecuatoriano para el año2008 está constituido en su fase de generaciónpor 14 empresas generadoras (privadas o

públicas o mixtas) que abastecen el 90.4% de lademanda nacional anual y el 9.6% se encuentraconformado por la generación de las empresasde distribución, autoproductores y generaciónno convencional. Las empresas de generaciónoperan centrales hidroeléctricasmayoritariamente y térmicas; la transmisiónlo realiza la empresa de transmisiónCELEC-TRANSELECTRIC cuyo propietario esel estado por medio del Fondo de Solidaridad, ladistribución de energía eléctrica se realiza pormedio de 18 empresas, 11 de las cuales estánfusionadas en la CNEL que poseen la respectivaconcesión para suministrar el servicio.

El sistema eléctrico ecuatoriano posee unacapacidad instalada a diciembre de 2008 de3751 MW de los cuales 2022 MW son degeneración hidráulica. En el año 2008 sepresentó en promedio 895.9 MW-mesindisponibles, el cual representa un aumentodel 26.1% respecto a la indisponibilidad del añoanterior.

La demanda máxima de potencia del año 2008alcanzó el valor de 2785.1 MW. La energía enlos puntos de entrega de consumo fue de16086.8 GWh que fue abastecida por laproducción de generación 15586.6 GWh, de loscuales 500.2 GWh provienen de lasinterconexiones eléctricas de Colombia.

La estructura de la demanda es la siguiente: un46.74% se presenta en el ámbito de concesiónde la Empresa Eléctrica Quito (20.82%) y de laCorporación para la Administración TemporalEléctrica de Guayaquil –CATEG- (25.92%),distribuidoras encargadas del suministro a lasciudades de Quito y Guayaquil, el 53.26%representa a 17 empresas de distribución y 55Grandes consumidores.

En los últimos años el estado está revirtiendo laestructura de competencia en el sector eléctricoa una solo empresa; por el momento existen dosempresas la una administra las empresas dedistribución –CNEL- y otra fusiona lasempresas de generación y transmisión –CELEC-para lo que está normando sus funciones yestructura.

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En todos los países que ha comenzado está re-reestructuración que permite una mayorparticipación del gobierno y un porcentajeínfimo de la participación privada siendo elestado regulador, controlador y administradorde las transacciones del sector y de loscontratos con los privados. En la Figura 1 semuestra la estructura de las institucionescreadas para la estructura del sector eléctrico.

Fig. 1. Estructura y funciones del SectorEléctrico Ecuatoriano.

Fuente: Elaboración del autor

A los generadores participantes se les va hareconocer un costo de energía y potenciamediante una regulación de precios en base almandato constituyente 15; más hasta elmomento existe mercados independientes parala energía y la potencia.

El mercado de potencia está determinado pormedio del artículo 48 LRSE y el RSFMEM ,donde se definen de forma explícita losconceptos de potencia que son remuneradospor parte del MEM y mediante regulación sedetalla la metodología de cálculo de lamagnitud de potencia a ser remunerada a cadagenerador; los conceptos que considera lanormatividad son:

Potencia Remunerable Puesta aDisposición-PRPD-.

Reserva para Regulación Secundaria deFrecuencia.

Reserva Adicional de Potencia.

La potencia reconocida a cada generador parael caso del estudio representa la PRPD, sevalora al precio unitario de potencia –PUP-cuyo valor es determinado por el CONELEC,corresponde al costo unitario mensual de capitalmás costos fijos de operación y mantenimientode la unidad generadora más económica quepuede suministrar generación en la demandamáxima en condiciones hidrológicas secas;siendo de 5.7 $/kW mes.

3. Mercado de Opciones para el Pago dePotencia

El mercado de opciones, entrega al mercado laresponsabilidad de definir el valor a pagar por lapotencia, sin una participación activa de losconsumidores, debido a los problemas que sedetallaron, sino a través del operador delsistema el cual contrataría a nombre de lademanda una cierta cantidad de potenciadeterminada por él. Con lo que la competenciapor acceder a los contratos y con ello ser partedel reparto de los ingresos e incentivos;característica de cualquier modelo competitivo.

Lo indicado anteriormente crea un mercado depotencia, por medio de la adopción de unprocedimiento periódico llevado adelante por elente regulador , el cual deberá convocar a unasubasta donde los agentes compitan para venderopciones estandarizadas en base al precio de laenergía.

De los instrumentos financieros las opciones sedefinen por una cantidad contratada (en MW),un precio de ejercicio de la opción “strike price”y una cierta cantidad de dinero que se denominaprima de la opción. A cambio de recibir dichaprima, el agente que vende la opción, secompromete a compensar al consumidor cadavez que el precio de mercado supere el preciode ejercicio de la opción, por medio de ladiferencia entre el precio del mercado y elprecio de ejercicio.

El procedimiento para la implantación delmercado de potencia a través de opcionescontempla los siguientes pasos:

Cada período de tiempo, el reguladordetermina el nivel de potencia que requiereel sistema, la cantidad de opciones aadquirir a nombre de la demandaconvocando una subasta para cubrirla.

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Las unidades de generación realizanofertas en precio y cantidad. Donde elprecio corresponde a la mínima prima quedesean obtener y la cantidad es la potencia(MW) que desean adquirir en forma deopciones.

Cada unidad de generación puede realizarvarias ofertas, de acuerdo al número debloques de potencia (MW) hasta alcanzarsu capacidad disponible.

Las ofertas se ordenan desde la de menor ala de mayor precio; esto permite ordenarlas ofertas más convenientes para cubrir elnivel de demanda que requiere el sistema,estos bloques de potencia son aceptados ylos que quedan sobre la demandaconstituyen las ofertas rechazadas.

La potencia asignada a cada generadordepende de las ofertas aceptadas en lasubasta.

La prima marginal unitaria a recibir porcada generador, es igual a la oferta máscara aceptada.

El precio de ejercicio de la opción esdeterminado por el regulador y anunciadoa todos los participantes de la subasta paraque lo consideren en la oferta.

Para períodos similares se asignaraopciones al mismo tiempo y preciosiempre y cuando se trate de una demandasemejante.

Los ingresos de cada generador seobtienen de la multiplicación de la primamarginal unitaria con la cantidad MWaceptada en la subasta.

Los generadores aceptados en la subastase comprometen con los consumidores acompensarlos por la diferencia positiva dela relación precio de mercado - precio deejercicio. Con lo que los consumidores secubren respecto a precios altos en elmercado.

Los cobros y pagos se liquidan de maneraanáloga que en una bolsa de valores; esdecir; el cobro de la prima y el pago de lascompensaciones son simultáneos a fin deevitar distorsiones financieras.

La figura 2 ilustra el mercado de potenciapropuesto.

Fig. 2. Diagrama del Mercado de OpcionesPropuesto.

Fuente: Elaboración del autor.

4. Algoritmo Propuesto

Las ofertas de los generadores hidráulicos, sebasa en la obtención de un escenario queconsidera 100 series; a través del modeloaprobado y acordado por los agentes y elregulador, el cual debe permitir representar lascaracterísticas y restricciones del sistemahidrotérmico; siendo el programa SDDP® aptopara modelar este tipo de sistemas; para el cuallos agentes deben declarar la disponibilidad,tasa de indisponibilidad histórica o la tasa desalida forzada FOR, mantenimientos de equipos,previsión de caudales y observacionesrelevantes de la operación de las unidades, parael período de análisis.

Ofertas de Plantas Hidráulicas.Para la formación de las ofertas se considera lossiguientes pasos:

Paso 1: Generación despachada y horas críticasdel sistemaLa generación despachada considerando ladeclaración de mantenimientos de los agentes yla curva de pronóstico de la demanda realizadapor el regulador por medio del modelo, seordena por mes y serie para cada generador.Las horas críticas son aquellas horas en las queel costo marginal del sistema es mayor que elprecio de ejercicio que por lo general estasituación es cuando en la simulación apareceracionamiento.

Paso 2: Generación mínima mensualDe acuerdo al ordenamiento de cada generadorse selecciona la generación mínima mensual enMWh.

Paso 3: Potencia mínima mensual.La energía mínima obtenida en el paso 2, setransforma a potencia media (MW), debido alser energía mínima son potencias mínimas.

Paso 4: Ordenación ascendente de potenciasLa potencia mínima de cada serie se ordenan demanera creciente; la potencia mínima de lasmínimas es la más firme.

Comisión paraSUBASTA

Regulador

DemandaMáxima

YTIEMPO

Mercado dePotencia

Generadores

Operador delMEM

Comisión para SUBASTA

COBROS- PAGOS

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Paso 5: Cálculo de la prima para cada potenciamínimaPara cada potencia mínima de cada serie seobtiene la prima por medio de la ecuación 1

1

1

]*)(1

)([Primak

iikk

kk penPP

NSsCENSP

P

H (1)

Donde:H= No. de horas críticas

CENS= precio de racionamiento (US $ /MWh)

s= precio de ejercicio NS= No. de series del modelo pen= rubro de penalización

Pk= potencia mínima de la serie k (MW)Pi= potencia mínima de la serie i ≠ k

Paso 6: Cálculo de la prima de cada bloque depotenciaPor medio de la ecuación 2 se determina laprima para cada bloque de potencia.

)

]**[_ 11

1-kk P(PPrimaPrimabloquePrima

kkkk

j

PP (2)

Ofertas de Plantas Térmicas.La formación de la ofertas requiere determinarla potencia a ofertar, la cual depende de laestrategia del agente; una vez determina lashoras críticas para el horizonte del análisis seaplica la ecuación 3.

]**)1()([Prima penPIHsCENSPP

H (3)

Donde:P = potencia a ofertar

IH = índice de disponibilidad histórica (%)La fórmula tiene sentido para cada unidadtérmica.

Las ofertas de los generadores térmicos ehidráulicos en precio (primas calculadas) ypotencia obtenidas de acuerdo a lo indicado,ingresa a la subasta organizada por una entidaddesignada por el ente regulador cuyosresultados deben ser públicos.

Estas ofertas se ordenan de menor a mayor,hasta cubrir la demanda determinada por laentidad reguladora. La entidad que lleveadelante la subasta debe colocar a disposiciónpara información de los agentes algunosparámetros claves como son: demanda, preciode ejercicio, precio de racionamiento,penalización y otros que considere necesarios.

Estos resultados deben ser públicos y enviadosa todos los agentes del mercado eléctrico; asílos generadores hidráulicos pueden obtener suoferta en base a este escenario; mientras que

los generadores térmicos conjuntamente con losdatos proporcionados por el regulador y la tasade salida forzada pueden realizar su oferta.

Un posible cronograma para realizar ladeclaración de la oferta puede ser: en octubredel año anterior realizar la declaración de losparámetros de cada agente para obtener lassimulaciones y su procesamiento en el mes denoviembre, en el mes de diciembre análisis yobservaciones por parte de los agentes y supublicación a principios del mes de enero delaño de simulación.

5. Resultados

Los resultados que se presentan, para el caso delos generadores hidráulicos se utilizó elescenario obtenido en el programa SDDP® parael año 2008 y las tasas de salida forzada de losgeneradores térmicos obtenida en base a laestadística operativa del CENACE.

La prima marginal corresponde a la últimaprima captada en la subasta, ésta deberá serutilizada para determinar los ingresos porpotencia de los generadores durante el períodode estudio.

A continuación se explica la determinación delos parámetros claves que el regulador debecolocar a disposición de los agentes:

Costo de la Energía no Servida (CENS)

Al no existir un valor oficial para CENS; más enla práctica, para los estudios se utiliza un valorlevemente superior al mayor costo variable de launidad del sistema que para el caso del estudiocorresponde a la unidad Monay 6 de la empresaElecaustro cuyo costo variable es de 107.6 US$/MWh; así el costo de la energía no servidapara el modelo de pago de potencia por mediode opciones es de 110 US $/MWh.

Penalización

Para la estimación de este parámetro se analizósi los generadores son existentes ó nuevos,debido a que esta situación determina el nivel defirmeza de la energía de una cierta oferta parapresentar precios competitivos. La modelaciónde la aversión al riesgo de los generadores seconsidera para el caso de estudio como larelación entre los precios altos en función de lafirmeza de los bloques esta última depende de laindisponibilidad del generador en los períodosen los que el precio de ejercicio supere al precio

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del mercado de energía, valor que se puedetraducir en probabilidad.

Generador nuevo:• PUP ó costo de inversión 5.7 US $/kW-mes• Indisponibilidad (λ) para el caso de bloques

nuevos de potencia en valores estándares esdel 8%.

• La cantidad de dinero a recuperar delmercado de potencia en el horizonte de lasubasta que de acuerdo a la propuestaconstituye un año:

añomeseskWmes

1*12*$

7.5 (4)

• La penalización considera las horas críticasque de acuerdo al precio de ejercicio y lasimulación del sistema por medio del SDDP;se obtiene que son 0.5 meses (365.3 horas almes):

%8***5.0*730 penErmesesmes

horas (5)

Para el caso del generador nuevo se consideraque la aversión al riesgo (Er.) es igual a 1.

Generador existenteNo existe el costo de inversión y el ingreso es:

jpenErmesesmes

horas ***5.0*730 (6)

Mediante las ecuaciones 4, 5 y 6 se obtiene lasiguiente curva para definir la penalizacióncomo se indica en la figura 3, la cual indicauna probabilidad de indisponibilidad del42.5%; esto se traduce en una penalización de105 US $/kW.

70.0

90.0

110.0

130.0

150.0

170.0

190.0

210.0

8.0 15.0 17.5 20.0 22.5 25.0 27.5 30.0 32.5 35.0 37.5 40.0 42.5 45.0 47.5 50.0

λ[%]

PEN

[$/M

Wh]

Fig. 3. Penalización en función de laindisponibilidad. Fuente: Elaboración propia

Precio de ejercicio

No existe un procedimiento riguroso, sino queel regulador debe ajustarlo a la realidad decada mercado. A un precio muy bajo haría quelas opciones se ejerzan a cada momento; elprecio debe buscar ingresar a las unidades más

eficientes en costos. Para el caso del estudio seconsidero 79 US $/MWh.

Demanda

La determinación de la potencia a abastecerdepende del regulador, el cual debe sustentarseen la mejor estimación sobre el crecimiento dela demanda basándose en la estadística ypolíticas de crecimiento del país.

Para el caso del estudio, a fin de poder compararlos pagos de potencia con el método propuesto yel actual; la demanda máxima ocurrió en elmes de enero de 2008 y fue de 2’ 012635.87 kW; mientras que la demanda mínima sepresentó en el mes de septiembre de 2008siendo de 1’ 562 290.68 kW.

Esta información colocada en el programaMPO® desarrollado en EXCEL® constituyelos datos de ingreso al modelo conjuntamentecon las ofertas realizadas por los generadorestérmicos.

A continuación en la figura 4 se muestra lapantalla de manejo de los módulos de creaciónde las curvas de oferta de los generadores; asícomo la obtención de la subasta.

CENACE DIRECCION DE PLANEAMIENTO ®

DATOSPrecio de Ejercicio: 70.0 [$/MWh]

# horas mensuales: 730.0Precio Racionamiento: 110.0 [$/MWh]

Penalización: 105.0 [$/MWh]DEMANDA DEL SISTEMA: 2610.0 [MW]

CURVA DE OFERTA2008 SUBASTA

Desarrollado por-José Oscullo L.

INTERFASE: OPCIONES - PAGO DE POTENCIA

CoCo

Fig. 4. Pantalla de Inicio del Modelo

Caso demanda máxima

Considerando la demanda máxima se obtiene laprima marginal que es de 5.18 US $/kW-mes,inferior al pagado por el método actual en 0.52US $/kW-mes. La figura 5, muestra la potenciay los ingresos por el pago de potencia por elmétodo propuesto y el método actual,observándose una tendencia similar en casitodas las tecnologías a excepción de lageneración hidráulica de embalse, esta siendo lamás afectada; más es necesario considerar queeste tipo de generación tiene asociada suproducción al caudal afluente (variablehidrológica altamente estocástica) lo que haceque sólo pueda comprometer su energía firme, através del método de pago de opciones.

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Fig. 5. Ingresos por el Pago de Potencia deacuerdo a la tecnología de generación.

Así las empresas que poseen unidades degeneración térmicas poseen ingresos similaresa los actuales debido a que no puedencomprometer más allá de su energía firme. Apesar de el valor de pago de potencia para elcaso de opciones es inferior los generadorespresentan ingresos muy similares, como seobserva en la figura 6.

Fig. 6. Ingresos por el Pago de Potencia porEmpresa de Generación.

Caso demanda mínima

Considerando la demanda mínima se obtiene laprima marginal que es de 4.7 US $/kW-mes,valor diferente al pago actual que es de 5.7US $/kW-mes. La figura 7 indica la potencia ylos ingresos de los agentes por los dos métodosde pago de potencia para cada tecnología;como en el caso anterior se observa ladistribución de la asignación de potencia hacialas unidades térmicas lo cual demuestra que en

el mercado esta tecnología es la que permitesustentar el abastecimiento de la demanda de losconsumidores.

Fig. 7. Ingresos por el Pago de Potencia deacuerdo a la tecnología de generación.

Mediante la figura 8, se puede observar laasignación de potencia y de ingresos para cadaagente; así para el caso de los agenteshidráulicos solo pueden comprometer su energíafirme a pesar de que en el caso de pago depotencia por medio de opciones el precio sea de4.7 US $/kW-mes es menor presentan ingresosmuy similares a los actuales, mientras que losagentes con unidades térmicas si poseenpotencia y no esta comprometida enmantenimientos o restricciones adicionales elmétodo propuesto permite obtener ingresossimilares y en algunos casos superiores a pesarde ser inferior el pago debido al valor de laprima; es decir, los generadores comprometensu disponibilidad y buen manejo de las unidadesa través del pago que el mercado debegarantizar.

Fig. 8. Ingresos por el Pago de Potencia porEmpresa de Generación.

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6. Conclusiones

Dadas las características de un sistemahidrotérmico cuyos precios sonextremadamente volátiles, se evidencia lanecesidad de proporcionar instrumentos quepermita una mejor distribución de los pagos alos generadores; y a su vez sea remunerada ladisponibilidad y seguridad efectivamentesuministrada por los generadores a losconsumidores y estos últimos puedan obtenerahorros.

El mercado de opciones proporciona alregulador un mecanismo transparente para ladeterminación y distribución del pago depotencia entre generadores permitiendoreconocer su confiabilidad y aporte a lademanda.

Para la aplicación eficiente de este modelo decomercialización, se debe disponer de unainstitución administradora del mercado, queestablezca los procedimientos para liquidacióncorrecta de estos pagos y el requerimiento delregistro de información apropiada, para ladeterminación y distribución del pago depotencia.

Mediante las simulaciones se pudo observarque los parámetros críticos que debe fijar elregulador o el ente encargado por éste para laimplementación de la subasta son: la demanda,el precio de ejercicio de la opción,penalización y costo de la energía nosuministrada, variables que afectandirectamente la cantidad que los consumidoresrequieren, los costos y los ingresos que recibenlos oferentes de este mercado.

La ventaja del mercado de potencia por mediode opciones permite variar el valor que se pagapor la potencia de acuerdo a las condiciones dela demanda en búsqueda de alcanzar elequilibrio entre la oferta y la demanda adiferencia del método actual que a cualquierrequerimiento del mercado el precio de lapotencia es fijo. Así como también se llega areconocer la importancia en el abastecimientode la demanda del sistema de las unidadestérmicas por lo que se asigna primeramentebloques de potencia más seguros y luego losbloques que sean menos seguros debido, porejemplo, a las condiciones hidrológicas osituaciones externas.

7. Bibliografía

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[8] Consejo Nacional de Electrificación –CONELEC- Información general ynormativa del mercado eléctricoecuatoriano http://www.conelec.gov.ec

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[10] ALCOGEN “Estudio Cargo por Capacidaden Colombia”, Madrid, 2000.

8. BIOGRAFÍAOscullo L. José nació enSangolquí, Ecuador, en1971. Recibió su título deingeniero eléctrico en laEscuela PolitécnicaNacional en 1996, Masteren ingeniería eléctrica de laUniversidad Estatal de

Campinas, Sao Paulo en 2002 y Magister enDirección de Empresas de la UniversidadAndina Simón Bolívar Sede Ecuador en 2008.

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Actualmente se desempeña como ingeniero dePlaneamiento del CENACE y director y co-director de tesis de pregrado de la EPN. Sucampo de investigación se encuentrarelacionado a la aplicación de sistemasexpertos y financieros en SEP; así comoanálisis técnico, económico y financiero deexpansión de sistemas eléctricos con lainclusión de energías renovables.