VIII Jornadas Técnicas del Comité de Transmisión del CNO I Jornadas Técnicas del CAPT

Implementación de cargos nodales en el SIN Ángela Cadena, Alejandro Piñeros, Carmenza Chahín Bogotá, agosto 23 de 2017

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Contenido • • • •

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Introducción Cargos nodales y granularidad Caso colombiano Propuesta y ‘alertas’

Introducción

• Las recientes transformaciones de los sistemas energéticos que pueden ser caracterizadas por: – Una entrada cada vez más pronunciada de tecnologías renovables, muchas de ellas intermitentes, de manera centralizada y distribuida; así como, de los sistemas de almacenamiento de energía – Una mayor participación de la demanda (vehículos eléctricos, electrodomésticos controlables) potenciada por las tecnologías de medición y supervisión inteligente y una mayor conciencia de las preferencias por parte de los consumidores Lo que resultará en flujos bidireccionales de un mayor número y tipo de agentes, con amplias posibilidades transaccionales

• Se requieren ajustes (radicales e incrementales) para capturar al máximo los beneficios y el valor que pueden agregar a los sistemas. 3

Introducción •

Los esquemas de precios son parte importante de estas adaptaciones pues facilitan – dar señales claras de ubicación de la penetración de recursos intermitentes y distribuidos – la participación de la demanda para responder acorde con las condiciones del sistema y de la generación.

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La granularidad del esquema de precios tanto temporal como espacial es el elemento clave para incentivar estos cambios.

MITei (2016). Utility of the future, p. X.

Introducción

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Hace varios años (2002) en el documento: “A Primer on Wholesale Market Design Market Oversight Division White Paper” de la Public Utility Commission of Texas se señalaba que:

– “The congestion management system that a wholesale market uses, whether it is a zonal model or a nodal model, is the fundamental market design choice that needs to be made. All other market features can work within a zonal or nodal framework”.

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Introducción Nodales vs Zonales

Elemento de diseño de mercado

Especificidad a un diseño

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Mecanismo de manejo de la congestión

Específico

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Tratamiento de los derechos de congestión

No específico

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Despacho centralizado

No específico

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Contratos bilaterales en el despacho

No específico

5

Mercados del día adelantado y de capacidad

No específico

6

Mercado en tiempo real

No específico

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Mecanismos de mitigación de mercado

No específico

8

Participación de la demanda

No específico

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Servicios auxiliares

No específico

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Suficiencia y margen de reserva

No específico

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Información y transparencia

Mejor nodales

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Eficiencia económica

Soluciones de segundo mejor en la implementación. Hay que contrastar Beneficios y Costos

Fuente: Public Utility Commission of Texas (2002). “A Primer on Wholesale Market Design Market Oversight Division White Paper”. Traducción y simplificación propia.

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Introducción

• En varios países del mundo se utilizan esquemas de precios que incorporan las restricciones de red Precios Nodales

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Australia Chile Estados Unidos Nueva Zelanda Perú

Precios Zonales

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Brasil España Inglaterra Nord Pool Panamá

Fuente: Documento CREG 004B de 2016 – Propuesta para la implementación de un despacho vinculante.

• En muchos sistemas aún se ignora la diferenciación espacial en los precios debida a las pérdidas y congestiones. Fuente: MITei (2016).Utility of the Future (p.21).

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Cargos Nodales

Fuente: D. Kirschen and G:Strbac (2004). Fundamentals of Power System Economics.

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La congestión debida a la capacidad limitada de las redes de transmisión resulta en que el costo marginal de producir 1 MW más en algún nodo de un sistema de potencia sea diferente dependiendo de la ubicación del mismo. Sin restricciones de transmisión, existe un único generador marginal que debe suplir demanda adicional en cualquier nodo del sistema, y todos los precios nodales son iguales. Cuando se tienen diferentes costos marginales en los diferentes nodos del sistema, la cantidad total pagada por la demanda no coincide con la cantidad recaudada por los generadores: la congestión induce un excedente útil para remunerar la infraestructura de transmisión o para soportar esquemas de FTR, por ejemplo. La comercialización de energía en un sistema con redes de transmisión limitada requiere el uso de precios nodales para alcanzar la eficiencia económica (se maximiza el excedente de la sociedad).

Cargos Nodales

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Un sistema de precios ineficiente puede resultar en inversiones en DERs sub o sobrecompensadas y en oportunidades desaprovechadas.

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Los precios deben ser también reflejo de la rentabilidad asociada a una inversión en una zona particular (puede ser decreciente a escala).

Fuente: MITei (2016).Utility of the Future (p.124).

Cargos Nodales •

El sistema de precios debe contar con la suficiente granularidad para capturar las variaciones en el valor de servicios específicos en el tiempo y el espacio (MITei (2016). Utility of the Future, p.76). – La granularidad es clave para captar por completo los posibles beneficios de la generación distribuida o la respuesta de la demanda.

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La definición de la granularidad de los precios a implementar tiene impactos en (Ofgem (2014). Bidding Zones Literature Review). – – – – – – –

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Costo del redespacho Precios en cada zona Habilidad de los jugadores del mercado para cubrirse ante la incertidumbre Poder de mercado de los participantes Incentivos en inversión Costos de implementación del esquema de precios Beneficios netos

Cargos Nodales

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Si bien los precios “estrictamente nodales” (diferentes en cada nodo del sistema) son ideales a efectos de maximizar el beneficio de la sociedad, existen 3 alternativas para simplificarlos (MITei (2016). Utility of the Future, p.87.) – Hacer uso únicamente de la componente real del precio nodal, descartando la potencia reactiva (a evaluar en el caso colombiano). – Promediar los precios nodales en intervalos de tiempo. – Promediar los precios nodales sobre una porción geográfica de la red (sin tener en cuenta las restricciones internas, las cuales se resuelven a través de mecanismos individuales en cada zona). Esto da origen al concepto de precios zonales (ZLMP).

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Deben tomarse en consideración los costos de implementación y los beneficios incrementales del aumento de la granularidad en cada sistema. –

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Existe un número plural de alternativas para remunerar y asignar la capacidad de transmisión en los mercados eléctricos: Cargos Estampilla, Contratación de Trayectos, MW-km basado en distancia, MW-km Basado en Flujo de Carga, Cargos Nodales, Cargos Nodales Zonales, Derechos de Transmisión Físicos, Derechos de Transmisión Financieros.

Colombia Sistema uninodal vs multinodal • Colombia implementó inicialmente el esquema multinodal para los Cargos por Uso del Sistema Nacional de Transmisión (cargos zonales) que se abandonaron a partir de 2001 por las siguientes razones (Cadena, Chahin, Benavides, Betancur. (2017)):

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Estaban calculados a partir de Escenarios de Exigencia de la Red, los cuales a pesar de ser factibles rara vez se presentaban. Estos escenarios, además de soportarse en un número significativo de supuestos, simulaban flujos resultantes de despachos basados en costos de generación y no en precios.

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Los cargos, especialmente los aplicados a los generadores, variaban significativamente de una vigencia tarifaria a otra. Esto genera incertidumbre para los inversionistas sean generador o carga, según las circunstancias.

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Señales multinodales para generadores existentes resultan inanes (no se reubica una central de generación a causa de las mismas). En el caso de generadores nuevos, la racionalidad en la selección de ubicación de un proyecto responde más a la cercanía de la fuente primaria de producción que a las señales de los cargos por uso de la red.

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En el caso de la comercialización, el traslado de la señal requiere medidores horarios que permitan diferenciar consumos en los diferentes períodos de carga (máxima, media, mínima).

Colombia Sistema uninodal vs multinodal •

El país optó por Cargos Estampilla, de mayor simplicidad. El peso de la transmisión es relativamente bajo (no mayor al 12%) y los cargos multinodales ‘penalizaban’ zonas con poco desarrollo de la red.

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Los costos de la congestión son asumidos por la demanda a través de las restricciones. Estos costos se calculan como la diferencia entre los despachos reales e ideales. La problemática del esquema de restricciones radica en la socialización de los costos de congestión, y la pérdida de las señales. –

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La Bolsa de energía del MEM tiene una liquidación con único precio.

Diferentes trabajos evaluaron, de manera teórica, los beneficios del sistema de Cargos Nodales y de los Derechos Financieros de Transmisión en el STN y los SDLs. –

L. Gallego, O. Duarte (2010). Estimación y análisis de precios nodales como efecto de las restricciones de transmisión en el mercado mayorista en Colombia. Ingeniería e Investigación. No. 3.

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C. Zambrano, Y. Olaya, J. D. Velásquez (2014). An Agent-based Simulation Model for Evaluating Financial Transmission Rights in the Colombian Electricity Market. Proceedings of the 2014 Winter Simulation Conference.

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C. Táutiva, A. Cadena (2011). Pricing of Distribution Networks with Distributed Generation: Application of Nodal Pricing. Innovative Smart Grid Technologies (ISGT Latin America) (págs. 1-7). IEEE.

Hoy en día la situación del mercado y la oferta tecnológica es diferente…

Colombia Sistema uninodal vs multinodal •

La mayoría de los estudios contratados recientemente por el sector recomiendan migrar del sistema uninodal al sistema multinodal. EY-enersinc (2016) recomiendan que de forma escalonada, se migré del esquema actual de “pool uninodal” (Cargos Estampilla) a un esquema de “pool multinodal” (Cargos Nodales): “La principal ventaja radicaría en la formación más eficiente de precios de corto plazo, resolviendo los problemas asociados con el cálculo y asignación de los costos por restricciones y por pérdidas de energía. Igualmente se darían señales de expansión adecuadas, tanto para el parque de generación como para la red de transmisión”.

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XM en Oren & García (2016) señalan que: “Ignorar la congestión en la formación de precios y reflejarlos en costos por restricciones, hace menos transparente el precio spot y por tanto disminuye su habilidad de reflejar de forma adecuada una situación de escasez”. Estos consultores recomiendan un sistema de liquidación doble: Mercado “day-ahead” y en Tiempo Real y ofertas virtuales para aumentar la liquidez y eficiencia del mercado. Además recomiendan “eliminar el riesgo de reconciliaciones para el correcto desarrollo de un mercado de contratos bilaterales de cobertura de riesgo”.

Colombia Sistema uninodal vs multinodal

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La mayoría de los Estudios contratados recientemente por el sector recomiendan migrar del sistema uninodal al sistema multinodal. Mc Rae & Wolak (2016) dicen:

Our major recommendation is to introduce a multi-settlement, locational marginal pricing (LMP) market. • • • •

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This would eliminate the need to have a positive and negative reconciliation mechanism. It would allow more efficient scheduling of combined cycle gas turbine units and coal-fired generation units and more efficient operation of flexible hydroelectric generation units. It can co-optimize the procurement and pricing of AGC and other ancillary services to reduce the cost of these services. It also has the potential to reduce the cost of integrating intermittent wind and solar generation units. Finally, it facilitates the entry of purely financial participants into electricity retailing, which can reduce both wholesale and retail market prices.

Colombia Sistema uninodal vs multinodal •

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Entre las razones que se invocan en los estudios realizados para recomendar que en el mercado colombiano se adopten nuevamente los Cargos Nodales están: –

La metodología de fijación de Cargos Nodales puede ser vista como el sistema de tarificación de la transmisión “ideal” desde el punto de vista económico.

–

La metodología nodal proporciona para cualquier barra o nodo de la red, la señal de precios relativos con respecto a cualquier otro nodo.

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En su forma más simple el sistema de Cargos Nodales resuelve el problema del despacho en mercados descentralizados, garantizando que el costo marginal de todos los suministros en los nodos es igual al beneficio marginal del consumo de todos los nodos. El Cargo Nodal asegura la maximización tanto de la eficiencia asignativa como de la eficiencia dinámica.

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Los Cargos Nodales direccionan continuamente el despacho óptimo en modelos más complejos que incorporen las pérdidas de transmisión y los costos de congestión. La metodología para maximizar la eficiencia se traduce en cargos de transmisión variables por tiempo y ubicación.

Colombia Sistema uninodal vs multinodal •

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Chahín en Cadena et al. (2017) señala que: –

Los cargos nodales vinculan la actividad de generación con la actividad de transmisión. Un generador resultará más o menos competitivo en el mercado de energía dependiendo de la situación de la red de transmisión y de su ubicación relativa en la misma. Es decir, sus ventajas o desventajas competitivas se medirán no en función exclusiva de sus propias características, sino parcialmente, en función de la capacidad o incapacidad de una infraestructura que le es ajena y sobre la que tiene mínima capacidad de gestión.

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Los cargos nodales, si bien tienen como propósito la gestión de las congestiones de red en el corto plazo y dar señales para la expansión de la red de transmisión en el largo plazo, no resultan útiles en el segundo caso, toda vez que en el mercado colombiano las decisiones de expansión del STN se centralizaron en la UPME. Lo anterior no implica que el esquema de expansión vigente no pueda ajustarse.

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Es probable que los ingresos netos resultantes de la aplicación de los Cargos Nodales resulte inferior al ingreso requerido para recuperar los costos fijos de la red, en la medida en que la fijación de Cargos está en función de costos marginales. Se deben buscar soluciones de segundo mejor.

–

Para fijar los Cargos, el operador del sistema de transmisión requeriría una constante información en tiempo real acerca de todas las cargas, generadores, ofertas y condiciones operativas de todos los equipos.

Colombia Sistema uninodal vs multinodal •

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Y recomiendan (Cadena et al. (2017)) : −

Evaluar la ventaja de Cargos Nodales y Cargos Zonales vs la metodología existente. De adoptarse esta metodología deben evitarse versiones simplificadas (escenarios de máxima exigencia) que no garanticen los resultados esperados.

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Antes de su adopción se requiere un Análisis del Impacto Regulatorio en la medida en que entre otros aspectos relevantes, deben rediseñarse las reglas del Despacho Económico, las reglas de algunos de los Servicios Complementarios, el papel del Transmisor en el Mercado y la política, la regulación y la institucionalidad vigente relacionada con los mecanismos de expansión del STN y de los STR.

−

Previa su adopción, se requiere igualmente evaluar los requerimientos adicionales en materia de tecnologías avanzadas de información, comunicaciones y equipos de medición, tanto en el caso de XM, como en el caso de generadores, transmisores y distribuidores.

−

Dada la inestabilidad de los Cargos Nodales, se deben evaluar alternativas para estabilizar los Cargos durante un período razonable, en el caso de generadores y cargas nuevas. Igualmente considerar los Derechos de Transmisión Financieros como instrumento de cobertura de riesgo.

El Departamento Nacional de Planeación contrata un Estudio al respecto.

“Mapa de ruta” Fuente: MITei (2016).Utility of the Future, p.99.

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Trabajos en curso en la UPME GUAJIR A

ATLANTIC ATLANTICO O GCM MAGDALENA

BOLIVAR

CESAR

• Señales de ubicación de generación/demanda

VENEZUELA

CORDOBA

• Matriz óptima en función de indicadores: i. ii. iii. iv. v. vi.

ANTIOQUI A CHOCO

NORTE SANTANDE NORTE SANTANDER R

BOLIVA R

SANTANDER ARAUCA

ANTIOQUIA

SANTANDER

CHOCO

resiliencia, costo marginal, reducción emisiones, costo nivelado (incluye red), flexibilidad y complementariedad.

• Costos zonales

CORDOB SUCRE A SUCRE

PANAMA

RISARALDA

CQR

CALDAS

QUINDIO

VALLE

NARIÑO NARIÑO PUTUMAY O

BOYAC BOYACA CASANARE CASANARE Á

CUNDINAMARCA CUNDINAMARC

A

TOLIMA

VALLE

CAUC CAUCA A

BOGOTA

META

HUILA

THC

ARAUC A

COLOMBI A

META GUAVIARE

GUAVIARE

CAQUETA PUTUMAYO

ECUADOR

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Tomado de: http://www.upme.gov.co/Docs/Plan_Expansion/2016/Plan_GT_2016_2030/Plan_GT_2016_2030_Final_V1_12-12-2016.pdf

Trabajo en curso Uniandes – U. de Chile

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Objetivo: evaluar las posibles implicaciones que tendría para el sistema eléctrico colombiano la implementación de un esquema de cargos diferenciados espacialmente, bien sea zonales o nodales.

*¿Convergencia de las simulaciones?

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Reflexiones finales MITei. 2016. Utility of the future, p.79.

Fereidon Sioshansi. 2017. Innovation & Disruption at the Grid’s Edge.

The rapid transformation of the electricity sector will make it necessary for utilities to adopt radically new pricing methods.

Existing volumetric tariffs will increasingly be replaced by fixed service fees.

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Precios nodales - Resumen Ninguna restricción de capacidad (Π = 7,5 $ / MWh; CS = 0 $)

Restricción de capacidad (CS ≠ 0 $)

→ 156 MW

PA=50MW; PB=285MW; PC=0MW; PD=75MW CS = 785 $/h

* Precios económicos contraintuitivos

Reconciliaciones Generador

Gen. Ideal [MWh]

Gen. Real [MWh]

Reconciliación [MWh]

A

125

50

-75

B

285

285

0

C

0

0

0

D

0

75

+75

Para reconciliación negativa:

𝑃𝑅𝐴 =

7.5+7.5

2

= 7.5 $/MWh

$ 𝑅𝐴 = 7.5 ∗ 75𝑀𝑊ℎ = 562.5$ 𝑀𝑊ℎ

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