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MERCADO ELÉCTRICO

MERCADO ELÉCTRICO. HÉCTOR HUGO MEYER. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM). CREADO POR LEY 24065/1992 DENOMINADA “LEY MARCO REGULATORIO ELÉCTRICO EN LA REPÚBLICA ARGENTINA” SE PRODUJO UNA REFORMA Y REORGANIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO, EN PROCURA DE: EFICIENCIA ASIGNATIVA DE RECURSOS

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MERCADO ELÉCTRICO

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  1. MERCADO ELÉCTRICO HÉCTOR HUGO MEYER

  2. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) • CREADO POR LEY 24065/1992 DENOMINADA “LEY MARCO REGULATORIO ELÉCTRICO EN LA REPÚBLICA ARGENTINA” • SE PRODUJO UNA REFORMA Y REORGANIZACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO, EN PROCURA DE: • EFICIENCIA ASIGNATIVA DE RECURSOS • INTRODUCCIÓN DE COMPETENCIA • REGULACIÓN TARIFARIA EN MONOPOLIO NATURAL • DEFINICIÓN: PUNTO DE ENCUENTRO ENTRE LA OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA EN TIEMPO REAL • LOCALIZACIÓN: EN TODO EL PAÍS • NODOS PROVINCIA: ALMAFUERTE, MALVINAS ARGENTINAS – ARROYO CABRAL • CENTRO DE CARGAS EN EZEIZA (GRANBS AS)

  3. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA AGENTES ACTIVOS DEL MEM: • GENERADORES: PRODUCTORES DE ENERGÍA • TRANSPORTISTAS: TRANSPORTAN LA ENERGÍA DESDE GENERADOR AL DISTRIBUIDOR • DISTRIBUIDORES: ABASTECEN DE ENERGÍA A LOS USUARIOS DENTRO DE SU ZONA DE CONCESIÓN • GRAN USUARIO: GRAN CONSUMIDOR QUE CONTRATA EN FORMA INDEPENDIENTE SU ABASTECIMIENTO DE ENERGÍA PARA SU USO PROPIO. EXISTEN TRES TIPOS DE GRAN USUARIO: GRAN USUARIO MAYOR (GUMA) Y GRAN USUARIO MENOR (GUME) Y GRAN USUARIO PARTICULAR (GUPA)

  4. AGENTES DEL MERCADO Generador Transportista Gran Usuario Distribuidor

  5. OFERTA ELÉCTRICA Generador Transportista Distribuidor

  6. DEMANDA ELÉCTRICA Grandes Usuarios Consumidores y

  7. CONSUMIDORES MERCADO EPEC • PEQUEÑOS CONSUMIDORES: MONOFÁSICOS HASTA 5 kW • MEDIANOS CONSUMIDORES: TRIFÁSICOS DESDE 5 kW A 40 kW • GRANDES CONSUMIDORES: TRIFÁSICOS MAYORES DE 40 kW MERCADO NACIONAL • GUMA: MAYOR A 1000 kW • GUME: ENTRE 50 Y 1000 kW • GUPA: ENTRE 50 Y 100 kW

  8. OFERTA ELÉCTRICA - GENERACIÓN • El mercado de generación es calificado como de interés general y definido como una actividad productiva de iniciativa privada con múltiples productores que compiten entre sí. • GENERACIÓN TÉRMICA CONVENCIONAL: SIN REGULACIÓN. EMPLEA COMBUSTIBLES LÍQUIDOS (GAS OIL O FUEL OIL) Y GASEOSOS (GN) • GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA: REQUIERE UN TRATAMIENTO DISTINTO POR EL USO DEL AGUA, EMPLEADO PARA RIEGO, RECREACIÓN Y TURISMO • GENERACIÓN NUCLEAR: EMPLEA COMBUSTIBLE RADIACTIVO (URANIO ENRIQUECIDO). SE LES RECONOCE UNA REMUNERACIÓN PROMEDIO QUE CUBRE LOS COSTOS OPERATIVOS • ENERGIAS ALTERNATIVAS: EÓLICA, GEOTÉRMICA, TÉRMICA NO CONVENCIONAL (BIOMASA) Y SOLAR

  9. OFERTA ELÉCTRICA – TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN • Actividades definidas como monopolio natural: la producción por más de una firma resulta en costos mayores que los de una sola firma trabajando al mismo nivel de producción. Hay razones de orden tecnológico: existen economías de escala y la función de costos es claramente sub-aditiva Costos asociados • RECURSOS HUMANOS • RECURSOS TECNOLOGICÓS • REDES ELÉCTRICAS • EQUIPOS ELÉCTRICOS • APARATOS DE MEDICIÓN • ELEMENTOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA • EQUIPAMIENTO NO ELÉCTRICO

  10. DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA • DEMANDA ELÉCTRICA: SOLICITADA POR LOS CONSUMIDORES Y GRANDES USUARIOS (GUMA, GUME, GUPA) • CAMMESA FIJA LA CURGA DE CARGA NACIONAL, EN FUNCIÓN DE LA SIMULTANEIDAD DE LAS DEMANDAS SOLICITADAS • MODELO DE PRECIOS DE POTENCIA PICO: SEGÚN MUNASINGHE DEBEN CONSIDERARSE DOS DEMANDAS DE POTENCIA DURANTE EL DÍA: PICO (18 A 23 HS) Y FUERA DE PICO ( 23 A 18 HS), CORRESPONDIENDO A CARGAS FUERTES Y DÉBILES

  11. DEMANDAS PICO Y FUERA DE PICO P ($) DP DFP Q (KW)

  12. ABASTECIMIENTO EFICIENTE DE LA DEMANDA • CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A) es la encargada de garantizar el abastecimiento más eficiente de la demanda de electricidad • “Minimizar el costo de producción”: despacho de máquinas generadoras de acuerdo a lista de mérito configurada con el costo medio de producción de corto plazo de cada unidad generadora, más un diferencial “por potencia” que remunera la expansión de la capacidad. • Esta forma de definir los precios de la energía eléctrica tiende a asimilarse al concepto económico de “costo marginal de largo plazo” de la electricidad.

  13. INTEGRACIÓN DEL MEM El MEM está compuesto por dos mercados: • MERCADO A TÉRMINO: Los agentes pueden celebrar contratos por cantidades y precio libremente pactadas • MERCADO SPOT: Los agentes compran su energía y potencia con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción (modificado en pesificación año 2002)

  14. PRECIOS DEL MERCADO • PRECIO ESTACIONAL: Basado en la operación del MEM. El precio de la energía se basa en el costo marginal probable y el precio de la potencia por requerimientos para cubrir la demanda y el nivel de reserva. Dos períodos estacionales: Invierno (Mayo a Octubre inclusive) y Verano (Noviembre a Abril inclusive) • PRECIO SPOT: sancionado por hora en base al Costo Marginal de Corto Plazo (costo del combustible)

  15. COSTO MARGINAL DE OPERACIÓN $/MWh 30 25 20 3 5 10 MWh

  16. PROVINCIA DE CÓRDOBA

  17. MERCADO ELÉCTRICO DE CORDOBA • LEY 8837/2000 – TÍTULO III – “LEY MARCO REGULATORIO ELÉCTRICO DE CÓRDOBA” • CONSTITUIDO POR EPEC Y 204 COOPERATIVAS ELÉCTRICAS. MERCADO REGULADO POR EL ERSEP • LAS COOPERATIVAS TIENEN CONCESIÓN DE SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ELECTRICIDAD POR 35 AÑOS • OBLIGACIONES DE CADA CONCESIONARIA: • PRESTAR EL SERVICIO PÚBLICO DENTRO DEL AREA DE CONCESIÓN • SATISFACER TODA DEMANDA DEL SERVICIO DENTRO DEL AREA DE CONCESIÓN • EFECTUAR INVERSIONES Y REALIZAR EL MANTENIMIENTO PARA GARANTIZAR LOS NIVELES DE CALIDAD DE SERVICIO

  18. POSTULADOS DE LA REGULACIÓN EN CÓRDOBA • CONCESIÓN DEL MERCADO VS OBLIGACIÓN DEL SUMINISTRO • TARIFAS REGULADAS: PRECIO MAYORISTA (ESTACIONAL) + VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN • CONTROL DE CALIDAD DE SUMINISTRO ELÉCTRICO • SISTEMA DE PENALIDADES

  19. MERCADO CONSUMIDOR DE EPEC Está formado por 937.520 clientes (al 15/07/12), divididos de acuerdo a la estructura tarifaria de EPEC en ocho categorías de usuarios, de acuerdo al uso y finalidad: • Residencial: Casa de familia y profesionales: 829.414 • General: Actividad comercial y PYME: 89.088 • Grandes consumos: Mediana y Gran Industria: 3.397 • Cooperativas: Prestadores del servicio eléctrico: 204 • Gobierno: Municipal, Provincial y Nacional: 8.683 • Aº Pº: Iluminación de vía pública: 5.450 • Agua: Servicio de riego: 55 • Rural: Suministros fuera de zona urbana: 718

  20. DELEGACIONES DE ZONA DE EPEC

  21. MERCADO COOPERATIVO DE CÓRDOBA Las Cooperativas eléctricas son abastecidas por EPEC en todo el territorio provincial. Los puntos de suministros varían de acuerdo al nivel de tensión (alta o media tensión) y su ubicación en la red eléctrica (ET AT/MT ó ET MT/MT) o red de distribución primaria de EPEC u otra Cooperativa (33 kV ó 13,2 kV). El mercado cooperativo abastece el 25% de los clientes de la Provincia de Córdoba y participa en el 30% de la energía facturada por EPEC

  22. COOP TOLEDO

  23. EL SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

  24. SERVICIO DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA LA COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ES MÁS COMPLEJA DEBIDO A PROBLEMAS DE: • INTANGIBILIDAD: EL SERVICIO ELÉCTRICO ES INTANGIBLE, NO SE PUEDE PERCIBIR POR LOS SENTIDOS, ES DIFICIL DE DEFINIR Y NO SE PUEDE FORMAR UNA IMAGEN DE ÉL • SU PROMOCIÓN ES DIFICIL PORQUE NO SE PUEDE VER, TOCAR, OLER O GUSTAR. SE BUSCA ASOCIARLO CON UN BIEN TANGIBLE PARA VALORIZARLO (TV, CALEFACCIÓN E ILUMINACIÓN) • INSEPARABILIDAD: ENTRE LA PRODUCCIÓN Y EL CONSUMO. ES CONSECUENCIA DE LA INTANGIBILIDAD. • CADUCIDAD: ES UN SERVICIO PERECEDERO PUES NO REQUIERE ALMACÉN PARA GUARDARLO , EN CONSECUENCIA NO SE PUEDE REGULAR LA DEMANDA DE SERVICIO. • VARIABILIDAD: EN LA PRESTACIÓN DEL SERVICIO DIFICULTA LA ESTANDARIZACIÓN. SE REQUIERE ADAPTAR EL SERVICIO A LAS NECESIDADES DEL CLIENTE

  25. ¿QUÉ SE COMERCIALIZA? • Potencia eléctrica activa (kW) Su costo es variable en el mercado del distribuidor, según se utilice en horario pico (18 a 23 hs) o fuera de pico (23 a 18 hs) • Energía Eléctrica activa (kWh) Discriminada en horario Pico (18 a 23 hs), Valle (23 a 5 hs) y Resto (5 a 18 hs)

  26. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO

  27. CONTRATO DE CONCESIÓN • EL CONCESIONARIO DEBE CUMPLIR CON LAS EXIGENCIAS DE CALIDAD FIJADAS EN CADA PLIEGO DE CONCESIÓN • EL ENTE REGULADOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA (ENRE) ES EL ENTE ENCARGADO DE CONTROLAR EL CUMPLIMIENTO DE LAS NORMAS DE CALIDAD • EN CASO DE INCUMPLIMIENTO DE LAS PAUTAS ESTABLECIDAS DARÁ LUGAR A LA APLICACIÓN DE SANCIONES ECONÓMICAS, CUYO MONTO SE CALCULA EN BASE AL PERJUICIO ECONÓMICO QUE LE OCASIONA AL USUARIO RECIBIR UN SERVICIO DE MALA CALIDAD

  28. CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO A) CALIDAD DE PRODUCTO TÉCNICO: NIVEL DE TENSIÓN EN EL PUNTO DE ALIMENTACIÓN Y PERTURBACIONES ( FLICKERS, ARMÓNICAS, HUECOS DE TENSIÓN) B) CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO: INVOLUCRA A LA FRECUENCIA Y DURACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES EN EL SUMINISTRO C) CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL: TIEMPOS DE CONEXIÓN Y RECONEXIÓN, DEMORA EN LA ATENCIÓN DE UN RECLAMO Y ERRORES EN LA FACTURACIÓN

  29. CALIDAD de PRODUCTO TÉCNICO NIVEL DE TENSIÓN -VALORES ADMISIBLES: AT:  5 % AREA MT Ó BT: 8 % SUBTERRANEA MT Ó BT: 5 % RURAL BT: 10% Con respecto al valor de la tensión nominal (tensión nominal convenida) Si el incumplimiento de los niveles admisibles ocurre en un tiempo superior al 3% del período de medición, se aplicarán sanciones económicas

  30. CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO • Frecuencia media de interrupción: • Cantidad de veces en un período determinado que se interrumpe el suministro a un cliente. • Tiempo total de interrupción: • Tiempo total sin suministro en un período determinado a un cliente. • Duración media de interrupción:

  31. Calidad de SERVICIO TÉCNICO • Indicadores globales (F,T y D - ENS) • Indicadores por alimentador / distribuidor (FALLAS/100 Km LAMT Ó CABLE SUBT) • Indicadores por cliente / usuario ¿ QUÉ INTERRUPCIONES SE COMPUTAN? SOLAMENTE LAS INTERRUPCIONES MAYORES DE 3 MINUTOS

  32. Calidad de SERVICIO TÉCNICO NIVELES DE FALLA ADMITIDOS F T (interr/sem) (hs/int) 6 CLIENTES BT 10 4 3 CLIENTES MT CLIENTES MT RURAL 6 6 3 2 CLIENTES AT Estos valores varían según los distintos contratos de concesión Si en el semestre controlado el cliente sufriera más cortes que los admitidos y/o estuviera sin sumisnistro más tiempo que el preestablecido recibirá en su factura un crédito del Distribuidor, proporcional a la energía no suministrada, valorizada a $1.4/kWh

  33. Calidad de SERVICIO TÉCNICO Energía no suministrada (ENS): Potencia que habría sido consumida P (kW) Potencia media ENERGÍA FALLA T (hs) Energía no distribuida: P x T (kWh)

  34. ENERGÍA PLUS

  35. ENERGÍA PLUS • LA SECRETARÍA DE ENERGÍA DE LA NACIÓN EMITIO LA RESOLUCIÓN 1281/2006 EL 04/09/06 DENOMINADA “ENERGÍA PLUS” • LA RESOLUCIÓN “ENERGÍA PLUS” ESPECIFICA QUE ANTE EL SOSTENIDO CRECIMIENTO DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA SE REQUIERE TOMAR DECISIONES QUE PERMITAN GARANTIZAR SU ABASTECIMIENTO • DEFINE QUER LA ENERGÍA COMERCIALIZADA EN EL MERCADO SPOT DEBE SER DIRIGIDA A SATISFACER EL SUMINISTRO DE LOS USUARIOS FINALES

  36. ENERGÍA PLUS OBJETIVOS: • PROMOVER LA COMPETITIVIDAD DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN • GARANTIZAR EL SUMINISTRO DE LOS USUARIOS HASTA 300 kW DE POTENCIA DE LOS DISTRIBUIDORES • INCORPAR EL AGENTE GUDI, USUARIOS DE DISTRIBUIDORES CON DEMANDA MAYOR A 300 kW DE POTENCIA • SE DEFINE “DEMANDA BASE” COMO LA DEMANDA DE POTENCIA ELÉCTRICA ABASTECIDA EN 2005

  37. COSTOS DE ENERGÍA PLUS • CONFORME AL INCREMENTO DE COSTOS DEL MERCADO, POR LOS SERVICIOS DE ENERGÍA PLUS, LA ENERGÍA SUBIÓ A VALORES DE $1000/MWh • EL PRECIO DE ENERGÍA PARA EL MERCADO SPOT (100% DE LA ENERGÍA ADQUIRIDA POR EPEC) ES DE APROXIMADAMENTE $120/MWh

  38. COSTOS DE ENERGÍA PLUS • EXCEDENTE DE ENERGÍA CEEh = K * ($CMOh - $PMh) + (1-K) * CMEEh Donde: $CMOh: Costo Marginal de Operación de cada hora en que se produjo el exceso $PMh: Precio de mercado de cada hora K: factor CMEEh: Promedio de Costo adicional de unidades generadoras despachadas para cubrir los incrementosde demanda

  39. COSTOS DE ENERGÍA PLUS

  40. Gracias por su atención Empresa Provincial de Energía de Córdoba

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