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Departamento Nacional de Planeación

Análisis comparativo de los mercados mayoristas

de electricidad. Recomendaciones sobre mercado

de corto plazo e incorporación de FERNC

7 de octubre de 2016

Mercado de Corto

Plazo1

Mercado de corto plazoDiagnóstico

1. Falta de firmeza y flexibilidad en el mercado diario

2. Problemas en la formación de precios de corto plazo

3. Vulnerabilidad al ejercicio de poder de mercado

4. Falta de participación de la demanda en el mercado

En el mercado de corto plazo se identificaron los siguientes temas susceptibles de mejora:


1. Falta de firmeza y flexibilidad en el mercado diario

• No existe un verdadero mercado del día anterior

• Precios y transacciones calculados ex post

• Imposibilidad de ajustar posiciones en el mercado de corto plazo

Energía re-despachada como porcentaje del total de la generación

Fuente: XM Fuente: Datos XM, elaboración propia

Vertimientos aprovechables

Consecuencias:

• No optimización de redespachos

• Desaprovechamiento de recursos

• Retardo en las señales de precio para el mercado


2. Problemas en la formación de precios de corto plazo

• El supuesto básico del modelo de precios actual es que no

existen restricciones en la red el cual no se cumple

• Adición de conceptos diferentes a la energía en las ofertas de

precio y mezcla de metodologías

Generación fuera de mérito como porcentaje de la generación total

Fuente: Datos XM, elaboración propia

Comparación entre el monto de compras en Bolsa y Restricciones

1 Los conceptos adicionados (CEE/CERE, FAZNI, Costo Unitario de AGC, Ley 99) fueron equivalentes al 24% del precio en bolsa durante 2014 y 2015

Consecuencias:

• Precio no refleja condiciones de generación real sino ideal, no

considera generación fuera de mérito

• Mecanismo adicionales para reconciliar la red. Costos

significativos de restricciones y socialización de estos

• Precio en bolsa tiene componentes que no son costo de energía,

y no refleja costo de energía fuera de mérito

1


Generación de seguridad Planta 1


3. Vulnerabilidad al ejercicio de poder de mercado

• Condiciones que incrementan la habilidad e incentivo de potencial

ejercicio de poder de mercado: Concentración y condiciones de la

red

• En el referenciamiento internacional se encuentran varias

medidas de control y mitigación del poder de mercado, que no se

aplican en Colombia.

2

Wolak (2009) y Comité de Vigilancia de la SSPD2


4. Falta de participación de la demanda en el MEM

• Mercado colombiano es unilateral porque la demanda es pasiva

(one-sided market)

• Consenso en las ventajas de mercado de dos puntas (two-sided

market)

• Elasticidad de la demanda contrarresta volatilidad de precio

y poder de mercado

• Mecanismos de RD existente

• RD sólo se activa en condiciones extremas del mercado

• Usuarios no han utilizado el esquema

• Inexistencia de agregadores de demanda

Alternativa propuesta de mejora al mercado de corto plazo

1. Operación de un mercado del día antes y de mercados intradiarios

2. Formación eficiente de precios de corto plazo

3. Medidas de mitigación de poder de mercado

4. Participación activa de la demanda

La propuesta de mejora al mercado de corto plazo va a estar enfocada en los siguientes temas:


1. Operación de un mercado del día antes y mercados intradiarios

Mercado diario

• Generadores ofertan disponibilidad y precio para el día siguiente

• Comercializadores ofertan cantidad y disponibilidad a pagar por

energía para el día siguiente

• Transacciones y precios horarios basados en casación de oferta y

demanda

• Demanda no cubierta será abastecida en el mercado intradiario

• En el mercado del día antes se transan las cantidades no

cubiertas por los contratos de energía

• Transacciones firmes el día antes independientemente de la

operación

• Corto plazo se utilizaría modelo de despacho ideal luego se

migraría a modelo de precios nodales marginales (LMP)

14:00-15:00

Publicación de resultados del mercado del día antes

10:00 14:008:00 12:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

Día Antes Día de operación

P*

Q*

7:00 2:00

Antes de las 8:00

Generadores y comercializadores entran sus posiciones en el sistema

8:00-12:00

Proceso de cálculo de precios basados en oferta y demanda


14:00-15:00

Publicación de resultados del mercado del día antes

14:00 18:00 22:00 2:00 6:00 10:00 14:0016:00 20:00 24:00 4:00 8:00 12:00 16:00 18:00 20:00 22:00 24:00

Mercado Intradiario 1 Mercado Intradiario 2 Mercado Intradiario 3 Mercado Intradiario 4

Gate Closure Mercado 1




Día Antes Día de operación

Mercados intradiarios

• Posibilidad de ajustar ofertas de precio hasta un “Gate Closure”

• Ofertas solo de venta de energía

• Liquidación ex post con generación y demanda real

• Inicialmente cuatro mercados intradiarios (4x6 horas)

• Desviaciones respecto al mercado del día antes se liquidan a precios del

mercado intradiario

• Corto plazo se utilizaría modelo de despacho ideal luego se migraría a

modelo de precios nodales marginales (LMP)

1. Operación de un mercado del día antes y mercados intradiarios


2. Formación eficiente de precios de corto plazo

Objetivo:

• Reflejar el costo marginal de producción de energía

• Propuesta de largo plazo: migrar a un modelo de precios nodales

marginales (LMP)

• En el corto plazo se propone ajustes a la formación de precios

que lo acerque a este objetivo

Cambios en el corto plazo

• Separar conceptos diferentes al costo variable de energía

• Calcular un único precio de energía para la demanda, igual al

ponderado del precio marginal del despacho ideal y el precio

marginal de generación fuera de mérito

• Simplificar tratamiento de generación inflexible

Mediano y largo plazo–

Cálculo de precios marginales nodales (LMP)

• Metodología probada para obtener una señal eficiente de precio

• Costo incremental de suministrar una unidad adicional de energía

en un nodo determinado de la red de transmisión.

• Complementado con “Market uplift”

• Costos de arranque y parada y operación sin carga

• Genera costos variables de congestión que son cubiertos con

derechos financieros de transmisión

LMP = Costo Marginal de Energía

Costo por Congestión de la Red

Pérdidas de Energía+ +


Implementación de siguientes medidas:

• Revisar el tope máximo de precios de oferta que refleje el costo

de racionamiento

• No interfiere con el precio de escasez y el comportamiento

natural de los precios de energía

• Adoptar un esquema de mitigación de ofertas de venta de

energía, que considere la realización de pruebas sistemáticas

• Test pivotales o pruebas de conducta

• Acotamiento de oferta individual si no pasa la prueba

• Introducir el concepto de generación obligada (o must-run units)

• Generación obligada permanente no participa en ofertas

de precios sino con costos contratados

Corto Plazo

• Mercado de dos puntas

• Ofertas de compra en el mercado del día antes

• Implementación de RD en mercados intradiarios

• Ofertas de reducción de demanda

• Remuneración a precios del mercado intradiario

• Flexibilización de condiciones de participación de la RD y

condiciones de despacho.

• Evaluación del potencial de reducción de la demanda y

análisis de costo beneficio.

• Implementación de la figura del agregador y participación

directa de usuarios no regulados

3. Medidas de mitigación de poder de mercado 4. Participación de la demanda

Incorporación de Fuentes de Energía Renovables NC2

Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables

1. Motivaciones para la promoción de la generación de las FERNC

2. Mecanismos para la promoción de la generación de las FERNC

3. Criterios de comparación y de evaluación de desempeño

4. Instrumentos utilizados para incorporar la Generación de las FERNC

Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables (GER)

1. Motivaciones para la promoción de la generación de las FERNC

Las motivaciones para implementar políticas y mecanismos están enfocadas a :

• Disminuir las emisiones que contribuyen con el calentamiento global

• Aumentar la diversidad energética y mejorar la seguridad del suministro

• Fomentar el desarrollo económico

Objetivo Específico:

• Aumentar la proporción de la capacidad instalada e incrementarla producción con fuentes renovables no convencionales

El uso de políticas para la generación busca :

• Corregir las fallas de mercados (externalidades)

• Equiparar condiciones con las tecnologías convencionales

• Eliminar las barreras de entrada

• Facilitar la financiación a largo plazo

La selección de políticas e incentivos adecuados para promover la GER, dependen de los objetivos de cada país, sus condiciones especificas y sus capacidades

Experiencia Internacional en Generación con Energías Renovables2. Instrumentos utilizados para incorporar la Generación de las FERNC

Instrumentos para la reducción

de emisiones de carbono

Dirigidas a reducir

emisiones de dióxido de

carbono, por lo que

promueven indirectamente

el desarrollo de GER

► Impuesto a las

emisiones de carbono

► Topes y comercio de

emisiones de carbono

(Cap and Trade)

1Instrumentos que fijan la

cantidad de GER

Fijan la cantidad de GER

que debe ser incorporada

al sistema y el mercado la

suministra a un precio

competitivo.

► Cuotas y certificados de

energía renovable

► Adjudicación (subastas)

de contratación de

energía renovable

3Instrumentos que fijan la

remuneración de la GER

► Incentivos de precio de

la energía de la GER

(Feed-In-Tariff, FIT)

► Incentivos adicionales al

precio de la energía de

la GER (créditos

fiscales)

2Medición

bidireccional o neta de energía

para la GER

Fomenta la participación

de la generación

distribuida

Permite cuantificar y

valorar los excedentes de

generación inyectados a la

red, conforme a la

medición o facturación

neta de la energía.

4Otro tipo de

incentivos para la GER

► Incentivos fiscales a la

inversión

► Prioridad de acceso y

despacho de la

generación variable

5

Expansión e inversión en GER

Incentivo fiscal de la Ley 788 de 2002

Incentivos fiscales de la ley 1715 de 2014 :

Crédito fiscal de hasta el 50% de la inversión en proyectos de FERNC

Exclusión del IVA, exención de arancel de importaciones y depreciación acelerada

Participaciónen el mercado

Reg. 024 de 2015 de la CREG regula la autogeneración a gran escala y así mismo la entrega de excedentes a la red

Se han definido fórmulas para el cálculo de la ENFICC de energía eólica, solar fotovoltaica y geotérmica

Remuneraciónde la GER

No se aplican esquemas de

incentivo al precio de la generación con FERNC en el

Mercado Mayorista

Conexión y despacho físico

La conexión a la red de transmisión no discrimina entre generación renovable y no renovable

Hay prioridad de despacho para filo de agua y menores (hasta 20 MW).

Diagnóstico de las FERNC en el MEM

3. Mecanismos de promoción de la generación con FERNC


4. Participación de la Generación con FERNC en el Mercado Mayorista

Fuente: Elaboración propia

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

COLOMBIA UK NORDPOOL CAISO PJM

Porcentaje capacidad instalada (GW) 2014

Renovables No convencionales Hidroelectrica No renovables

Fuente: Elaboración propia

► Representa el 2 % de la generación en el MEM

0,8 % Eólica 0,1 % Biomasa

► Colombia no cuenta con una capacidad significativa de renovables no convencionales, pero cuenta con una matriz de energía limpia de emisión de carbono al estar sustentada en generación por hidroeléctricas y uso de gas.

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000

PJM

NordPool

Reino Unido

California

Colombia

Producción total y de energía renovable (GWh) 2014

Produción de renovables Produción total

2%

21%

2%

14%

17%

1,1 % PCH


11095

110

260

190

160

100

200

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Gas Natural Carbon Nuclear Solar (Residencial) Solar (Comercial) Solar (Large) Eólico (Onshore) Eólico (Ofshore)

LCO

E( U

SD/M

Wh

)

Costos nivelados proyectados a 2020

Costos Nivelados Mediana

0

50

100

150

200

250

300

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Hidroeléctrica Carbón Eólico Solar Geotérmia Caña Palma

USD

/MW

h

MW

Costos nivelados estimados en Colombia

LCOE (USD/MWh) Capacidad (MW)

Costos Nivelados OECD Costos Nivelados Colombia

Fuente: Projected Cost of Generating Electricity IEA/NEA 2015 Fuente: Plan de expansión de referencia generación- transmisión UPME 2029

- Escenario 12

Tasa convencionales 7,9% y Tasa de GER 8,5%

5. Costos nivelados de generación con FERNC y Subastas

Tasa de descuento 10%


5. Costos nivelados de generación con FERNC y Subastas

Subastas de Contratación de Largo Plazo

Fuente: IEA, 2016 Elaboración de

Varias Fuentes

Colombia lleva más de

20 años con una estructura

de Mercado Mayorista competitivo

incluyendo una reglamentación

de acceso y conexión no

discriminatoria

Mercado Competitivo

Colombia tiene recursos

disponibles a nivel nacional

que resultan atractivos

comparados con otras

partes del mundo

Potencial de la GER

Colombia tiene incentivos

en materia fiscal , en especial

mediante la ley 1715 de 2014.

Estos incentivos representan

una disminución para el productor

sobre el costo final de generación

Incentivos para la GER

Oportunidades Barreras


6. Oportunidades y barreras para la participación de las FERNC

Regulación • Hasta hace poco no existían mecanismos regulatorios que hicieran

viable la integración al SIN y al MEM de las energías renovables

• Ausencia de requerimientos técnicos del Código de Redes en cuanto

a conexión de los parques eólicos

• Existe mayor riesgo en la inversión respecto a las tecnologías

convencionales, lo que genera tasas desfavorables para la

financiación

• La madurez en el sector de las tecnologías convencionales genera

riesgo comparativo en la participación de nuevas tecnologías,

como las FERNC con equipos y características diferentes.

Financiamiento

Mercado y tecnología

Externalidades y costos de transacción

• Costos ambientales no están reflejados e los precios de

generación.

• Los costos de transacción pueden ser más altos medidos como

costo unitario por ausencia de efectos de escala

A nivel internacional hay

una tendencia decreciente en

costos de generación FERNC.

Existe interés por

inversionistas en la GER

Competitividad de la GER

La ausencia de reglas genera una mayor incertidumbre y costos en el diseño, construcción y operación de la GER

Crean una barrera para que los nuevos agentes compitan con las empresas establecidas

Las fuentes de fondeo se limitan a la banca multilateral como impulsores del desarrollo en energía sostenible

Afecta competitividad de renovables frente a la generación convencional,

1. Motivaciones y alternativas para promover las FERNC en el MEM

Seguridad EnergéticaBeneficio Ambiental Eficiencia Económica

Las tecnologías de generación con renovables pueden llegar a tener costos comparables con generación convencional

El resultado de las subastas en diversas tecnologías renovales, ha confirmado una tendencia decreciente

La eficiencia económica es un impulsor valido para la incorporación de FERNC en el MEM, sin necesidad de aplicar esquemas de incentivos de precios o cuotas.

• Por la reducción de emisiones que contribuyen el calentamiento global.

• La centralización y organización del sector eléctrico favorece las acciones de reducción de emisiones.

No se identifica que el ambiental sea un driver preponderante para la incorporación de GERNC en el Mercado Mayorista

• Generando mayor confiabilidad de suministro, con base en mayor diversidad de fuentes de generación

• Por complementariedad de las energías renovables con la generación convencional cuando comparten condiciones climáticas

• No es claro que la remuneración por confiabilidad sea un incentivo lo suficientemente fuerte para acometer inversiones en estas tecnologías

Propuestas para la incorporación de las FERNC en el MEM


1. Subastas centralizadas de contratos de largo plazo

2. Ajustes del mercado de confiabilidad

3. Mercado de corto plazo y despacho de la generación variable

4. Requisitos de conexión

Las propuestas de integración de Energías Renovables No Convencionales al Mercado de Energía Mayorista se dividen en:

1. Subastas de contratos a largo plazo

Subasta

El elemento central para

promover el desarrollo de

proyectos de generación

renovable es proveer un

mecanismo de contratación

anticipada de largo plazo que

apalanque la financiación de

los proyectos

► Subastas competitivas de largo plazo (15 a 20 años), precio marginal.

► Abiertas a todo tipo de tecnología, pueden participar plantas nuevas o existentes

► Contratos tipo “pague lo contratado” , no tienen despacho físico pero para participar en la subasta se requiere tener respaldo de una planta de generación

► Contratos de entrega horaria en tres bloques de carga: demanda de punta, demanda intermedia y demanda de valle (fuera de punta).

► Las ofertas de la subasta son de cantidad y precio monómico de energía, y la adjudicación se realiza a una sola ronda en sobre cerrado

PropuestaImpactos

Esperados

Efectividad y

Eficiencia

Factibilidad y

Aplicabilidad

Subastas

centralizadas

de largo plazo

para

generación

renovable y

convencional

Mayor profundidad

del mercado de

contratos

Señales de precio

de largo plazo

Incorporación de

nueva generación

de FERNC

Asegura un

cubrimiento de precio

mínimo y de largo

plazo para la

demanda

Atractivo para la

generación renovable

y convencional

Mecanismo de

mercado, minimiza

costos.

Implementación

del proceso de

subasta y

contratación es

complejo

Utilizado

internacionalme

nte

Compatible con

el mercado de

contratos

Prioridad de

acceso al

mercado de

confiabilidad

por participar

en las

Subastas

centralizadas

de largo plazo

Incentiva

participación en las

subastas de

contrato de largo

plazo

Facilita el acceso al

mercado de

confiabilidad para

las FERNC

Aumenta oferta y

competencia en la

contratación de largo

plazo

Reduce oferta en las

subastas de

confiabilidad

Requiere

reglamentación

adecuada de

acceso

Implementación

es simple

Compatible con

el mercado de

confiabilidad


2. Ajustes al mercado de confiabilidad

• La ENFICC se calcularía de manera estacional o

mensual ( en lugar de anual)

• El cálculo de la ENFICC estacional se realizaría con

referencia a la estación seca definida en la regulación

(o los meses de la estación seca)

• Presentar ofertas de portafolio binarias: Una planta

FERNC nueva más una convencional.

• Calculo de la ENFICC combinado, deben ser

complementarias

Propuesta Impactos EsperadosEfectividad y

Eficiencia

Factibilidad y

Aplicabilidad

Cálculo de ENFICC

estacional o

mensual para

generación

renovable y

convencional

• Reconoce mayor

firmeza a las

FERNC por

complementar.

sistémica

• Incentivo a

expansión de la

FERNC

• Aumenta

expectativa de

remuneración

de confiabilidad

para las FERNC

• Aumenta oferta

en las subastas

de confiabilidad

• Requiere cambios

en metodologías

de cálculo de

ENFICC

• Compatible con la

remuneración de

confiabilidad por

firmeza

Ofertas de portafolio

de ENFICC binarias,

de planta renovable

nueva y una

convencional

complementarias

• Reconoce mayor

firmeza a las

FERNC por

complementarieda

d con otros

recursos

• Incentivo para la

diversificación de

portafolios de

generación con

FERNC

• Aumenta

expectativa de

remuneración

de confiabilidad

para las FERNC

• Menos

atractivos para

nuevos

entrantes o

proyectos

individuales

• Requiere

desarrollar

metodología de

cálculo y reglas de

asignación y

cumplimiento.

• No modifica el

esquema del

cargo por

confiabilidad


OEF

Dic Ene Feb. Mar Abril May Jun Jul Ago Sep

3. Mercado de corto plazo y despacho de la generación variable

Despacho de la generación variable sin mercados intradiarios

En tanto no existan mercados intradiarios ni participación significativa de FERNC se recomienda dar prioridad de despacho a toda la generación variable

• Extender a generación eólica y solar la opción de auto despacho sin penalización por desviaciones que existe para la generación filo de agua

Propuesta Impactos EsperadosEfectividad y

Eficiencia

Factibilidad y

Aplicabilidad

Prioridad de acceso

para toda la

generación variable

(provisional)

• Mitiga el riesgo de

despacho

centralizado de

generación

variable

• Reduce barreras

de entrada de las

FERNC

• Discrimina

despacho de

generación

renovable y

convencional

• Medida

provisional de

aplicación

simple

• No requiere

cambios al

modelo de

despacho

Operación de

mercados

intradiarios con

cierre cercano al

tiempo real

(Permanente)

• Flexibiliza el

despacho de

generación

• Da herramientas

para manejar

riesgos de

despacho de

generación

variable

• Permite

incorporar

cantidades

significativas de

FERN al

despacho

centralizado

• Medida de

largo plazo, de

implementación

más compleja.

• Compatible con

el modelo de

mercado del

MEM

Despacho de la generación variable con mercados intradiarios

• La GER presenta ofertas horarias de cantidad y precio para el mercado del día antes.

• Se pueden ajustar o modificar ofertas horarias de generación en los mercados intradiarios de acuerdo con sus pronósticos horarios de generación

• Las desviaciones de generación se liquidan comercialmente en los mercados intradiarios

• Las desviaciones del programa de despacho sólo se penaliza si la diferencia supere significativamente los márgenes de error de pronostico


4. Requisitos de conexión y operación

Debe adicionarse el código de redes, con los requisitos mínimos de conexión y operación adicional específicos para la generación variable que estos deben cumplir

Se debe tener en cuenta los siguientes aspectos técnicos:

Rangos de operación en frecuencia de las unidades

Respuesta primaria de frecuencia de las unidades

Factor de potencia (consumo de reactivos) en el puntode conexión

Rangos de control de potencia activa

Control de voltaje (suministro de reactivos)

Soporte de tensión en falla (Fault ride-through capability)

Calidad de potencia


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