MER_EOR

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ENTE OPERADOR REGIONAL
Costos del Suministro de Energía en el Mercado
Eléctrico Regional
Ing. Salvador López Presidente EOR
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MERCADO ELÉCTRICO REGIONAL (MER)

• OBJETIVOS DEL MER
• Optimización de los recursos energéticos usados
  para el abastecimiento regional de electricidad
• Permitir el desarrollo de proyectos de generación
  para abastecer la demanda regional
• Viabilizar el desarrollo de las redes de
  transmisión regional
• Aumentar la confiabilidad y eficiencia económica
  en el suministro de electricidad
• Homogenizar los criterios operativos de calidad,
  seguridad y desempeño y
• Promover la participación competitiva del sector
  privado.

• MER
• Es la actividad permanente de transacciones
  comerciales de electricidad, con intercambios de
  corto plazo, derivados de un despacho de energía
  con criterio económico regional y mediante
  contratos de mediano y largo plazo entre los
  agentes.

El MER tiene como propósito beneficiar a los
habitantes de los países miembros mediante el
abastecimiento económico y Oportuno de
electricidad y la creación de las condiciones
necesarias que propicien una mayor confiabilidad,
calidad y seguridad en el suministro de energía
eléctrica en la región.
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MER PRODUCTOS Y SERVICIOS
Costos de Suministro de Energía en el MER Son
los montos en dólares, resultantes de las
transacciones de los productos y servicios que se
prestan en el MER
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PRECIOS ENERGÍA ELÉCTRICA
Mercado de Contratos Regional (MCR) Conjunto de
contratos de inyección y retiro de energía
eléctrica en el MER, celebrados entre agentes,
junto con las reglas para su administración y
despacho a nivel regional. Existen dos tipos
principales de contratos en el MER atendiendo a
su prioridad de suministro (i) los Contratos
Firmes y
(ii) los Contratos No Firmes.
Las transacciones de energía en el MER se
realizan en
Mercado de Oportunidad Regional (MOR) Mercado de
corto plazo, basado en ofertas diarias de
inyección y retiro de energía, para cada período
de mercado, en los nodos de la RTR habilitados
comercialmente. Las ofertas al Mercado de
Oportunidad Regional son informadas por los OS/OM
de cada país miembro con base en las ofertas de
sus agentes. Las transacciones en el MOR son
producto de un predespacho regional y de la
operación en tiempo real y son las que
posibilitan la optimización del despacho regional.
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COSTOS SERVICIOS AUXILIARES

• Los servicios auxiliares regionales son
• reserva de potencia activa para regulación
  primaria y secundaria de la frecuencia,
• suministro de potencia reactiva,
• desconexión automática de carga y
• arranque en negro.

Los requisitos para la prestación de servicios
auxiliares a nivel regional se determinan con
base en los criterios de seguridad, calidad y
desempeño establecidos para la operación del MER.
Los servicios auxiliares se proveen como
requerimientos mínimos de obligatorio
cumplimiento y no son sujetos de transacciones ni
de remuneración en el MER.
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COSTOS SERVICIO DE TRANSMISIÓN REGIONAL
Anualmente, a cada elemento de la RTR se asigna
un Ingreso Autorizado Regional el cual se
recolecta mediante
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Régimen Tarifario de la RTR

• Se compone de
• El IAR que recibirá el Transmisor
• Cargos Regionales de Transmisión a Agentes
• Procesos de conciliación, facturación y
  liquidación de CRTs.

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Ingreso Autorizado Regional (IAR)

• SIEPAC (Anexo I, Libro III)
• Ampliaciones Planificadas CanonVEI
• Instalaciones Existentes y Ampliaciones a Riesgo
  VEI (Primer año e.v. 0)
• Ampliaciones a Riesgo con Beneficio Regional
  Canon VEI Si es desarrollo propio costo
  estándar.

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Ingreso a Recolectar (IR)

• Para el cálculo de CURTR, el EOR determina el
  Ingreso a Recolectar (IR), para cada instalación
  de la RTR.
• IR IAR-Ingresos netos estimados por CVT-IVDT
  (Ingresos por ventas de Derechos de Transmisión)
• CVTnCVT-Pagos a Titulares de Derechos de
  Transmisión (DT)

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CARGOS REGIONALES DE TRANSMISIÓN
Es la parte de los Cargos por Uso de la Red de
Transmisión Regional cuyo pago es realizado por
los Agentes, excepto Transmisores, en función de
los flujos en la Red de Transmisión Regional
Cargo por el Uso de la Red de Transmisión
Regional (CURTR) Variación semestral
Es la parte de los Ingresos Autorizados
Regionales que no se recolectan como Peajes,
Cargos Variables de Transmisión o venta de
Derechos de Transmisión.
Pagado implícitamente en el Mercado de
Oportunidad Regional o explícitamente en el
Mercado de Contratos Regional
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CARGO VARIABLE DE TRANSMISIÓN (CVT)

• Para cada línea de transmisión RTR se calculará
  el Cargo Variable de Transmisión (CVT)
  correspondiente a las transacciones MER, el cual
  será pagado al Agente Transmisor.
• Donde
• Pa Precio del predespacho regional en el nodo a
  (/MWh).
• Pb Precio del predespacho regional en el nodo b
  (/MWh).
• MWH Flujo MER MWH.

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Método de reasignación del cargo por CURTR
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CARGO POR EL USO DE LA RTR (1/2)
Proyección (MWh) Para el siguiente semestre de
las inyecciones y retiros Semestral por país
Flujos proyectados Para el siguiente semestre de
las Transacciones Nacionales y Regionales
Cálculo de tarifas para cada semestre
Asignación para cada país () De peaje y Cargo
complementario por inyección y por retiro
Peaje () Cargo Complementario ()
Metodologías de distribución del RMER
Para cada país (/MWh) CURTR por inyección CURTR
por retiro
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CARGO POR EL USO DE LA RTR (2/2)
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VALORES DE REFERENCIA DEL CARGO POREL USO DE LA
RTR

• Caso Didáctico CURTR POR TRANSACCIONES
  NACIONALES - CADA PAIS PAGA SUS RESPECTIVOS
  TRAMOS DE LINEA SIEPAC.
• IAR para SIEPAC US 30,000,000
• Inyección semestral estimada en la región
  14,825 GWh.
• Retiro semestral estimado en la región 14,660
  GWh.
• 14 tramos de la Línea SIEPAC con la siguiente
  longitud aproximada de tramos en cada país (km)
• Guatemala 281
• El Salvador 286
• Honduras 270
• Nicaragua 310
• Costa Rica 493
• Panamá 150

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INGRESOS POR VENTA DE DERECHOS DE TRANSMISIÓN
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CONCILIACIÓN SERVICIO DE TRANSMISIÓN REGIONAL
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COSTOS SERVICIO DE OPERACIÓN DEL SISTEMA
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COSTOS SERVICIO DE REGULACIÓN DEL MER
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Desviaciones de las transacciones programadas

• Los OS/OM coordinarán con los agentes de sus
  Areas de Control las transacciones programadas en
  el predespacho nacional y en el predespacho
  regional.
• El EOR supervisará en tiempo real la operación de
  la RTR y administrará los recursos a su alcance
  por medio de los OS/OM, con el propósito de
  mantener en el menor valor posible las
  desviaciones en los nodos de la RTR, con respecto
  a las desviaciones programadas, de acuerdo con
  los CCSD.
• Se permitirán cambios graduales 5 minutos antes
  y después del cambio de período.
• El margen de desviación permitido será el máximo
  entre
• 5 de la transacción programada.
• 4 MWhT/60, donde T es el período de mercado.
• Desviaciones se clasifican en
• Normales
• Significativas autorizadas
• Significativas no autorizadas
• graves

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Desviaciones de las transacciones programadas

• Desviaciones normales son controlables por
  regulación primaria y secundaria. No ocasionan
  estados de alerta o emergencia.
• Los agentes que operan las instalaciones en el
  nodo respectivo son los responsables de
  coordinar estas desviaciones y de realizar la
  operación en tiempo real.
• Desviaciones Significativas Autorizadas son
  modificaciones al predespacho del EOR en
  coordinación con los OS/OM que llevan al SER de
  un estado de alerta al normal. También fallas de
  la RTR.
• Desviaciones Significativas No Autorizadas Son
  modificaciones al predespacho que llevan al SER a
  un estado de alerta violando alguno de los CCSD,
  excepto las fallas de RTR.
• No median instrucciones del EOR y de los OS/OM.
• Desviaciones Graves son las originadas en
  estados de emergencia, incluyendo las fallas de
  la RTR, violándose los niveles de seguridad, sin
  que puedan ser restituidos por las reservas.
• Cada OS/OM en primera instancia preservará las
  condiciones de operación nacionales y en la
  medida de los posible colaborar con las Áreas de
  Control en emergencia.

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Transacciones por desviaciones en tiempo real

• A.4.4 Diferencia entre transacción programada en
  el MER y en los mercados nacionales y la real
  registrada en el SIMECR.
• El EOR basado en el SIMECR, determinará las
  desviaciones en los nodos de la RTR cada día, c/
  hora, para c/agente, enlaces extraregionales y
  para c/OS/OM en representación de c/Mercado
  Nacional
• Para conciliar las desviaciones es necesario
• Tipo de desviación
• Inyecciones y retiros programados y reales,
  MENMER
• Flujos programados y reales en cada enlace (Mx)
• Precios ex-ante y ex-post en cada nodo de la RTR.

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Conciliación de transacciones por desviaciones
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Asignación del monto neto por desviaciones

• Normales y Significativas Autorizadas
• El resultado neto se asigna a todos los agentes
  con este tipo desviaciones, en proporción al
  valor absoluto de la desviación de cada agente
  entre el valor absoluto de todas las
  desviaciones.
• Significativas NO autorizadas
• Si resultado es un déficit, se asigna a todos
  los agentes con este tipo desviaciones, en
  proporción al valor absoluto de la desviación de
  cada agente entre el valor absoluto de todas las
  desviaciones.
• Si el resultado es un superhabit, el monto se
  reintegra a todos los agentes que no tuvieron
  desviaciones NO autorizadas en ese período de
  mercado, en proporción a sus inyecciones y/o
  retiros.
• Graves Se concilian por enlace entre Areas de
  Control y se asignan a los OS/OM o a los agentes
  extraregionales. Precio PExP.r

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PRINCIPALESBARRERAS A LAS TRANSACCIONES EN EL MER

• Máxima transferencia entre países limitada (Red
  actual)
• Falta de Inversión en generación de carácter
  regional
• Atraso en la construcción y funcionamiento de la
  línea SIEPAC
• Atraso en la implementación de la armonización
  regulatoria MER - MEN