MERCADO ELECTRICO MAYORISTA Universidad de Buenos Aires Facultad de Ingeniería MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

Índice Transformación del Sector Eléctrico Instituciones del Sector Eléctrico Características del MEM Agentes del MEM GUMA GUME GUPA Impuestos

Transformación del Sector Eléctrico Rol del Estado Planificador Empresario Prestador de servicios Fijador de precios Mercado cerrado Regulador Planificador? Situación de los Clientes Usuario pasivo Valoración del servicio Asociación de la calidad con el Gobierno o el Estado Usuario activo …… En el nuevo esquema tenemos…

Transformación del Sector Eléctrico Marco Normativo Ley 23696 de 1989. Reforma del Estado Res. 38/91 SEE. Comienzo del funcionamiento del Mercado Mayorista Ley 24065 de 1992. Ley de Transformación del Mercado Eléctrico (MEM) …… Resoluciones de Secretaría de Energía (Los Procedimientos)

Transformación del Sector Eléctrico Competencia en los sectores donde es posible hacerlo: Generación del MEM. Distribución: Los Grandes Usuarios pueden contratar directamente. Transporte: en lo referente a las ampliaciones. Regulación en los sectores donde NO hay competencia, se controla: Tarifas. Calidad de servicio. Obligaciones de los concesionarios de áreas monopólicas de Transporte y Distribución.

Transformación del Sector Eléctrico Se basa en la segmentación vertical de la Industria Eléctrica Generación. Transporte. Distribución.

Transformación del Sector Eléctrico Se crean dos organismos para aplicar la normativa Organismo Encargado del Despacho (OED). Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)

Instituciones del Sector Eléctrico Secretaría de Energía Autoridad de Política Energética Objetivos: Definir la política sectorial en concordancia con las pautas establecidas por el Poder Ejecutivo Nacional. Conducir las acciones tendientes a aplicar la política sectorial, orientando el proceso de adaptación de los nuevos operadores al interés general. Resolver los recursos que se interpongan en contra del accionar de los entes reguladores de las actividades específicas.

Instituciones del Sector Eléctrico Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE): Funciones y Facultades: Hacer cumplir la ley 24.065 y controlar los contratos de concesión. Prevenir conductas anticompetitivas, monopólicas discriminatorias Dictar reglamentos en materia de: Seguridad Normas y procedimientos técnicos. Medición y facturación. Control y uso de medidores: interrupción y reconexión. Controlar calidad de servicio de las concesiones nacionales: Calidad del producto técnico (nivel de tensión y perturbaciones). Calidad del servicio técnico (frecuencia y duración de interrupciones). Calidad del servicio comercial (atención comercial satisfactoria).

Instituciones del Sector Eléctrico CAMMESA Es una empresa privada sin fines de lucro que administra el mercado eléctrico y realiza el despacho técnico. Accionistas por partes iguales: Secretaría de Energía. Asociación de Generadores (AGEERA). Asociación de Distribución (ADEERA). Asociación de Transportistas (ATEERA). Asociación de Grandes Usuarios (AGUEERA).

Instituciones del Sector Eléctrico CAMMESA Funciones: Optimizar los Recursos Maximizar la Seguridad del Sistema Eléctrico y la Calidad del Suministro Planificar las necesidades de Potencia y Energía Cálculo de las Transacciones Económicas de los Agentes del Mercado, Facturación y Liquidación de Ventas Supervisar el Funcionamiento del Mercado a Término Garantizar la Transparencia

Características del MEM El MEM se compone de: Un Mercado a Término: con contratos por cantidades, precios y condiciones libremente pactadas entre vendedor y comprador. Un Mercado Spot: con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción medido en el centro de carga del sistema Un Sistema de Estabilización Trimestral: de los precios previstos para el mercado spot, destinado a la compra de distribuidores.

Características del MEM

Características del MEM PROGRAMACION ESTACIONAL Horizonte : 3 años Período programado : 6 meses Ajuste: trimestral PROGRAMACION SEMANAL Horizonte : 2 semanas Período programado: 1 semana PROGRAMACION DIARIA Horizonte : 1 día Período programado: 1 día OPERACION EN TIEMPO REAL Y REDESPACHO Horizonte: hasta las 24 Hs PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO SPOT PRECIOS ESTACIONALES Previsión para cada semana del período Despacho para cada día de la semana Despacho horario Redespacho del resto del día

Características del MEM Precio Monómico vs. Esperado

Características del MEM Precio Monómico Anual

Transporte TRANSENER TRANSNOA 7950 km 2464 km 6450 MVA 956 MVA DISTROCUYO 1245 km 1025 MVA TRANSBA 5524 km 2280 MVA TRANSNEA 836 km 601 MVA TRANSCOM 829 km 387 MVA TRANSPA 2217 km 1248 MVA

Características del MEM Factor de Nodo Relación entre el precio de la energía en un nodo y el precio en el Centro de carga del sistema (FN=1) PN(k)=PM*FN(k) Representa las pérdidas de energía FN <1; nodo nodo deficitario (exportador de energía) FN>1, nodo superavitario (importador de energía) Factor de Adaptación Relación entre el precio de la potencia en un nodo y el precio en el Centro de carga del sistema (FA=1) PotN(k)=PotM*FA(k) Condiciones Básicas del Gran Usuario Mayor: · Potencia demandada, 1MW mínimo. · Contratos de al menos el 50% de la demanda prevista. · Compra la demanda restante en el Mercado Spot. · Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte

Agentes del MEM Generadores Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como de INTERÉS GENERAL. La Generación constituye una Actividad de Riesgo. Colocan su producción en forma total o parcial en el sistema de Transporte y/o Distribución Libre competencia, precios no regulados. Libre ingreso al MEM. Pueden celebrar contratos de suministro libremente pactados con Distribuidores y Grandes Usuarios.

Agentes del MEM Transportistas Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como SERVICIO PÚBLICO Transmiten y/o transforman la energía eléctrica desde el punto de entrega del Generador hasta el punto de recepción por el Distribuidor o Gran Usuario. Son un monopolio natural, tienen precios y calidad del servicio regulados Tienen que permitir el libre acceso a terceros sus redes. Los transportistas no pueden Comprar ni Vender electricidad. Expansión de la Capacidad de Transporte mediante Concurso Público o Contrato entre Partes.

Agentes del MEM Distribuidores Su actividad es reconocida por la ley 24.065 como SERVICIO PÚBLICO. Responsables de abastecer a usuarios finales que no tengan la facultad de contratar su suministro en forma independiente. Son un monopolio natural, tienen precios y calidad del servicio regulados Deben abastecer toda la demanda y sus incrementos. No puede alegar falta de suministro Tienen que permitir el libre acceso a terceros sus redes.

Agentes del MEM Grandes Usuarios Contratan en forma independiente y para su consumo propio su abastecimiento de energía eléctrica. Pactan libremente el Precio de abastecimiento de energía eléctrica. Existen tres categorías según Potencia y Energía consumida: Grandes Usuarios Mayores (GUMA) Grandes Usuarios Menores (GUME) Grandes Usuarios Particulares (GUPA)

Agentes del MEM Autogeneradores Tienen las mismas características que un GUMA cuando compran y que un generador cuando venden Además, genera energía eléctrica como producto secundario, siendo su propósito principal la producción de bienes y/o servicios. Cogeneradores Genera conjuntamente energía eléctrica y vapor u otra forma de energía para fines industriales, comerciales de calentamiento o de enfriamiento.

Características del MEM Evolución de la Cantidad de Agentes

Características del MEM Evolución de la Cantidad de Contratos

USUARIOS : Alternativas de Abastecimiento Comprar energía al distribuidor, con lo cual es él quien asume la garantía del suministro y le fija la tarifa. Ser Gran Usuario del MEM con contratos en el Mercado a Término y compra en el Mercado Spot del resto y conseguir con ello menores costos. La demanda que se compra al Spot no tiene garantía de suministro. . ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO DE LOS GUMA · Comprar energía al distribuidor, con lo cual es éste quien asume la garantía del suministro y le fija la tarifa. · Ser Gran Usuario del MEM con contratos en el Mercado a Término de al menos el 50% de la demanda y compra en el Mercado Spot del resto y conseguir con ello menores costos. La parte de la demanda que se compra al Mercado Spot no tiene garantía de suministro.

USUARIOS : Alternativas de Abastecimiento Básicamente se puede optar en función de la demanda de potencia en alguna banda horaria: GUPa: 30 kW > Pot. Máx >100 kW y sin medición por banda horaria GUMe 30 kW > Pot. Máx >2000 kW GUMa 1000 kW > Pot. Máx y 4380 MWh año . ALTERNATIVAS DE ABASTECIMIENTO DE LOS GUMA · Comprar energía al distribuidor, con lo cual es éste quien asume la garantía del suministro y le fija la tarifa. · Ser Gran Usuario del MEM con contratos en el Mercado a Término de al menos el 50% de la demanda y compra en el Mercado Spot del resto y conseguir con ello menores costos. La parte de la demanda que se compra al Mercado Spot no tiene garantía de suministro.

Gran Usuario Mayor Características básicas Potencia demandada, 1MW mínimo. Contratos de abastecimiento por el 50% de la demanda de energía prevista como mínimo. Compra o vende sus déficit o excedentes en el Mercado Spot. Condiciones Básicas del Gran Usuario Mayor: · Potencia demandada, 1MW mínimo. · Contratos de al menos el 50% de la demanda prevista. · Compra la demanda restante en el Mercado Spot. · Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte

Gran Usuario Mayor Obligaciones Contratar bloque fijo de energía y potencia, las diferencias las transa en el Mercado Spot Instalar Sistema de Medición Comercial (SMEC) Establecer un Esquema de Alivio de Carga Establecer un depósito de Garantía por sus operaciones administradas por CAMMESA, en caso de ser necesario. Pagar gastos administrativos a CAMMESA Informar demanda prevista trimestralmente a CAMMESA para base de datos Estacional Resumiendo, algunas características generales de los contratos de los GUMA: Contrata un bloque fijo de energía y las diferencias las transa en el mercado SPOT, es decir la compra y vende de acuerdo a que la demanda real sea mayor o menor que la curva del contrato. El cliente puede informar las curvas de contrato trimestralmente a CAMMESA que es la empresa que va a administrar esos contratos, en el caso que decida hacer cambios a la curva contratada. En el caso que decida no hacer ningún tipo de cambio directamente no informa nada y CAMMESA automáticamente toma la curva que ya está declarada originalmente. Pero en el caso en que el cliente, obviamente con acuerdo de la empresa generadora con la cual ha contratado, decida cambiar la curva de carga, lo puede hacer en forma trimestral. Eso es muy útil porque un cliente nuevo dentro del mercado que declara una curva de carga y se da cuenta que se equivocó porque pensaba consumir más o pensaba consumir menos, puede hacer reajustes periódicos y no quedar atado a un contrato a un año o dos años con una curva que no le es conveniente. En el último punto está la razón por la nos detuvimos en lo que son los precios SPOT. En el caso en que el generador no esté generando al momento de cubrir sus contratos de abastecimiento, por ejemplo un generador que tenga costos de operación muy altos y no está despachado, en ese momento no está cubriendo su generación contratada, el generador sale a comprar la demanda faltante al mercado spot, como si fuera un cliente más para revenderla luego a su cliente al precio del contrato. Todo esto tiene que ver con lo que les comentaba al principio, volviendo un poco al origen, el cliente ni se entera porque los contratos a término no modifican el despacho de unidades, es meramente una transacción comercial. Puede darse el caso que un generador tenga en este punto una salida de servicio de una unidad, por mantenimiento, o por algún tipo de contingencia que haga que su generación de energía sea menor a la suma de su demanda contratada y tenga que salir a comprar como cualquier otro cliente a precio spot, al precio que fuere para abastecer los contratos que tenga con sus clientes o con las empresas distribuidoras.

Esquema de alivio de carga Especificado en el Procedimiento Técnico Nº 4 Responsables: Distribuidores, GUMAs, Autogeneradores Convenios entre agentes – Nodo Equivalentes de carga (NEC) Esquema vigente Frecuencia absoluta, 7 escalones Derivada, 2 escalones Reestablecimiento Total 42% de la demanda Esquema simplificado GUMAs < 5 MW Existen modificaciones en marcha en función de la resolución SE 334/02

Sistema de Medición Comercial SMEC - ASPECTOS PRINCIPALES Responsabilidad de los agentes sobre el SMEC Independencia del sistema SMEC Medición y registro In Situ Calidad de la Medición Redundancia de la Medición Adquisición remota por red telefónica Estructura descentralizada de recolección Auditoría Penalidades Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Transacciones económicas de los GUMA

Cargos que abona el GUMA Compras en el MEM Energía Potencia Reserva de Potencia Peaje – Uso de las redes de transporte Res. SE 406/95 y sucedáneas Cuadro Tarifario Otros Servicios Asociados y de Reserva de Potencia e Instantánea (SRI) Gastos CAMMESA Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Operación de Grandes Consumidores

Contratos de Abastecimiento CARACTERISTICAS Se pactan libremente condiciones, plazos, precios y cantidades. Son contratos sujetos a las regulaciones del MEM. Son de conocimiento público y deben ser informados a CAMMESA. CAMMESA es la responsable de administrarlos, realizando: El seguimiento de los apartamientos entre el contrato y la generación ó consumo real. La facturación de los saldos y los servicios de transporte. Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Contratos de Abastecimiento Afectan solo la transacción comercial No afectan el despacho económico de las unidades de generación Contratos: De Disponibilidad de Potencia Se compromete la disponibilidad de potencia de máquinas de un Generador como respaldo para ser convocada por el agente contratante De abastecimiento Se compromete el abastecimiento de una demanda de energía, con una forma prefijada a lo largo del período de vigencia, representada como una curva de demanda por intervalo Spot. El vendedor garantiza la entrega de esa energía. De Potencia Firme Contratos de importación y exportación De Energía Idem que el contrato de Abastecimiento, salvo que la garantía de abastecimiento de este tipo de contrato es sólo la oferta del Mercado Spot en el nodo de compra del contratante. Los contratos de abastecimiento, afectan solamente las transacciones económicas, no afectan al despacho económico de las unidades. Esto quiere decir que al realizar un contrato por el suministro de energía eléctrica no hay variaciones en cuanto a la configuración del sistema eléctrico, no se modifica nada. El cliente cuando es un cliente de la distribuidora y pasa a tener un contrato a término con una empresa generadora, físicamente no cambia nada, los cables en los que llega la energía son los mismos, los puntos de toma de mediciones son los mismos. No se afecta el despacho de las unidades de generación y la parte operativa.

Contratos de abastecimiento Modalidades de Contratación: Curva horaria de potencia prevista Curva horaria de potencia real Porcentaje de demanda prevista (PP) Porcentaje de demanda real (PR) Demanda prevista no contratada (RP) Demanda real no contratada (RR) Duración mínima: 1 mes Los beneficios asociados a los Grandes Usuarios: Fundamentalmente obtener un mejor precio en energía y potencia. Esto es lo que motiva a un Gran Usuario, bajar costos. En principio lo utilizaban principalmente empresas con consumos electrointensivos, con Altos Hornos, hoy esta búsqueda no está ligada a ningún tipo de empresa en particular, todas están tratando de bajar un porcentaje de sus costos de energía. Esta es una manera, generalmente se obtienen menores precios en energía y potencia que el que tenían hasta ese momento con la distribuidora. Además tienen la posibilidad de la negociación de condiciones: precios, plazos, cantidades. El cliente tiene la posibilidad cuando realiza un contrato a término con un generador de poder negociar. Dentro de este marco la negociación ha servido también a los usuarios para poder negociar con las empresas distribuidoras, si bien no siempre el precio, porque se rigen generalmente por tarifas prefijadas, algún tipo de servicio adicional. Quiere decir que El Gran Usuario, el cliente, desde la instauración del MEM se ha visto beneficiado porque por primera vez se puede sentar a la mesa y negociar condiciones. Volviendo al Contrato a Término la condición de precio es un precio fijo o fácilmente predecible a lo largo del contrato. Esto quiere decir que las variaciones de precio que puedan ocurrir en el mercado SPOT por algún tipo de evento de desabastecimiento nunca se va a ver reflejado en los contratos si se hacen con precio fijo o que tengan una fórmula de reajuste que esté perfectamente definida. Lo que hace que el cliente, el Gran Usuario que por lo general tiene una actividad que no tiene nada que ver con la generación de energía pueda estar tranquilo. En el caso de los GUMA el cliente tiene una prioridad en el abastecimiento. Esa prioridad en el suministro se logra básicamente, digamos técnicamente en que al momento que un cliente ingresa en MEM firmando un contrato, debe instalar lo que se llama relés de corte por subfrecuencia, quedando liberado del esquema de cortes de la empresa distribuidora, de esta manera ante un evento que haga variar la frecuencia del sistema argentino de interconexión de 50 Hz que es el normal a 49.2 Hz que es el primer escalón de corte, el cliente debe liberar un 7% de su demanda y no el 100% como debería si cae en el corte de la distribuidora. Cuál es la ventaja?, el cliente puede elegir cuando instale ese relé de frecuencia que 7% de demanda quiere eliminar. Imaginemos una empresa que tiene un alto consumo, ese primer 7% de demanda, antes de que le corten todo, lo puede sacar de iluminación, aire acondicionado o cualquier otro servicio que no sea esencial. Eso genera una prioridad en el abastecimiento que es muy importante.

Ventajas de los Contratos a Término Menor precio de Energía y Potencia Posibilidad de negociación de condiciones Precio fijo o predecible a lo largo del contrato Prioridad de suministro Los beneficios asociados a los Grandes Usuarios: Fundamentalmente obtener un mejor precio en energía y potencia. Esto es lo que motiva a un Gran Usuario, bajar costos. En principio lo utilizaban principalmente empresas con consumos electrointensivos, con Altos Hornos, hoy esta búsqueda no está ligada a ningún tipo de empresa en particular, todas están tratando de bajar un porcentaje de sus costos de energía. Esta es una manera, generalmente se obtienen menores precios en energía y potencia que el que tenían hasta ese momento con la distribuidora. Además tienen la posibilidad de la negociación de condiciones: precios, plazos, cantidades. El cliente tiene la posibilidad cuando realiza un contrato a término con un generador de poder negociar. Dentro de este marco la negociación ha servido también a los usuarios para poder negociar con las empresas distribuidoras, si bien no siempre el precio, porque se rigen generalmente por tarifas prefijadas, algún tipo de servicio adicional. Quiere decir que El Gran Usuario, el cliente, desde la instauración del MEM se ha visto beneficiado porque por primera vez se puede sentar a la mesa y negociar condiciones. Volviendo al Contrato a Término la condición de precio es un precio fijo o fácilmente predecible a lo largo del contrato. Esto quiere decir que las variaciones de precio que puedan ocurrir en el mercado SPOT por algún tipo de evento de desabastecimiento nunca se va a ver reflejado en los contratos si se hacen con precio fijo o que tengan una fórmula de reajuste que esté perfectamente definida. Lo que hace que el cliente, el Gran Usuario que por lo general tiene una actividad que no tiene nada que ver con la generación de energía pueda estar tranquilo. En el caso de los GUMA el cliente tiene una prioridad en el abastecimiento. Esa prioridad en el suministro se logra básicamente, digamos técnicamente en que al momento que un cliente ingresa en MEM firmando un contrato, debe instalar lo que se llama relés de corte por subfrecuencia, quedando liberado del esquema de cortes de la empresa distribuidora, de esta manera ante un evento que haga variar la frecuencia del sistema argentino de interconexión de 50 Hz que es el normal a 49.2 Hz que es el primer escalón de corte, el cliente debe liberar un 7% de su demanda y no el 100% como debería si cae en el corte de la distribuidora. Cuál es la ventaja?, el cliente puede elegir cuando instale ese relé de frecuencia que 7% de demanda quiere eliminar. Imaginemos una empresa que tiene un alto consumo, ese primer 7% de demanda, antes de que le corten todo, lo puede sacar de iluminación, aire acondicionado o cualquier otro servicio que no sea esencial. Eso genera una prioridad en el abastecimiento que es muy importante.

Posibilidades de las demandas de los GUMA Alto factor de utilización Máxima carga desplazada del pico del sistema Reducción de consumo coincidente con los períodos estacionales de escasez. Interrumpibilidad del consumo ante requerimiento del sistema en salidas de corto y largo plazo. CARACTERÍSTICAS DE LAS DEMANDAS DE LOS GUMA Los GUMA poseen demandas que, a diferencia de los distribuidores, tienen mayor capacidad para modificar el perfil de su consumo en función de las señales económicas que reciben. Las características diferenciales que pueden tener son las siguientes: · Alto factor de utilización · Máxima carga desplazada del pico del sistema · Reducción de consumo coincidente con los períodos estacionales de escasez. · Interrumpibilidad del consumo ante requerimiento del sistema en salidas de corto y largo plazo. · Factor de potencia elevado. VALORIZACIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DE LAS DEMANDAS EN EL MERCADO SPOT. Factor de utilización: Es la relación que existe entre la energía consumida y la energía que consumiría una demanda si mantuviese permanentemente la potencia máxima. Una demanda de energía con mayor factor de utilización permite al sistema reducir su requerimiento de potencia obteniendo en compensación: · Una reducción de costos de la energía por tener mayores consumos en horas de valle y resto que tienen precios más reducidos. · Una reducción del costo de la potencia, al reducir la potencia máxima requerida en horas de pico para la misma energía total. INTERRUMPIBILIDAD DEL CONSUMO ANTE REQUERIMIENTO DEL SISTEMA CON SALIDAS DE CORTO Y LARGO PLAZO Sólo tiene interés para el sistema cuando hay reales perspectivas de corte, por cuanto si no las hay, el objetivo del MEM es satisfacer toda la demanda. Cuando hay faltantes de energía el OED restringe el consumo en forma proporcional a todos los usuarios. La ventaja para el Gran Usuario que puede ofrecer una parte de su potencia máxima declarada como disponible para ser retirada en caso de emergencias en la operación o déficit en la oferta y/o capacidad de transporte. Esta potencia representará una reserva en el MEM para reemplazar faltantes y por lo tanto se considera que el Gran Usuario Interrumpible no hace uso de la reserva de potencia del MEM y no se le asignará a su cargo por potencia la compra de reserva. El Gran usuario que desee declararse interrumpible debe informar al OED: · la potencia que ofrece interrumpir, que se considera la máxima que el OED le puede requerir retirar del Mercado Spot dentro de su compromiso de interrumpibilidad. No deberá estar cubierta por contratos con reserva fría y deberá ser mayor que el 10% de la Potencia Máxima Estacional declarada. · el tiempo de preaviso requerido para implementar la reducción en su compra en el Mercado Spot, que representa además su compromiso de tiempo máximo en que llevará a cabo el retiro de demanda ante el requerimiento del OED. No deberá ser mayor que una hora. · la permanencia de su oferta, o sea la cantidad de períodos estacionales en que ofrece su interrumpibilidad. Mínimo 2 períodos estacionales. Es una buena arma de negociación con el distribuidor que es el agente del MEM más interesado en que una demanda tenga esta característica, porque esa energía interrumpida le permitiría no tener que abonar multas por falta de suministro a otros usuarios. FACTOR DE POTENCIA ELEVADO El reactivo de acuerdo a la normativa vigente no se debe transportar y en consecuencia el tener un buen factor de potencia es una condición requerida a los agentes del MEM. El factor de potencia aceptado es 0,95 inductivo o mayor en horas de pico y resto, y 1 o menor inductivo para valle. De estar vinculado a un distribuidor, se mantienen los requerimientos de Potencia Reactiva de las reglamentaciones respectivas.

Curvas de Cargas Típicas de Grandes Consumidores

Gran Usuario Interrumpible % de corte Tiempo de reacción Tiempo de duración ahorra 5 minutos No participa 10 minutos 10% ≤ 10 min. 1 hora 100% 20 minutos ≤ 20 min. 5 horas 4 horas ≤ 1 hora 5 horas pico Confiabilidad No definida aún por Secretaría de Energía Máx. req. térmico 23,4% Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

SRI - Servicio de Reserva Instantánea Objeto: disminuir el número de cortes por alivio de carga Participan: GUMAs, conversoras de frecuencia y centrales de bombeo Oferentes: retiro de demanda (min. 1MW) en 49,4 Hz Precio: ofertado con techo 1,35$/MW No oferentes: retiran demanda (10%) en 49,3 Hz, sin crédito ni débito Demandantes: retiran 3% de la demanda en 49,0 Hz (primer escalón de alivio de carga) y abonan SRI Precio : 3,99$/MW (correspondiente a Octubre 02) Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Prestación Adicional de la Función Técnica del Transporte ó Peaje Resolución SE 428/98 define límites para la aplicación de la res SE 406 SE/95 Según Res. SE 406/95 y complementarias Incluye 3 cargos: Capacidad de transporte (CFPP) Energía Transportada (CVPE) Uso de Transporte de otros agentes (CUST) Según Cuadro tarifario: Cuadros Tarifarios de distribución (EDENOR, EDESUR, EDELAP, etc) Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Condiciones Básicas del Gran Usuario Menor: Potencia demandada, entre 30 y 2000 kW. Contratos de abastecimiento por la totalidad de la demanda prevista. NO opera en el Mercado Spot. Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte. Condiciones Básicas del Gran Usuario Mayor: · Potencia demandada, 1MW mínimo. · Contratos de al menos el 50% de la demanda prevista. · Compra la demanda restante en el Mercado Spot. · Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte

Características del GUME Contrata demanda energía total leída. Curva de carga libre, fija solo Potencia máxima en horas pico y horas fuera de pico No transa en el Mercado SPOT Utiliza medidores y relé de subfrecuencia de la distribuidora Paga gastos por servicios a la distribuidora. No informa consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora. En el caso de los contratos GUME vamos también a definir algunas características. El contrato GUME como vimos también al principio, no contrata una única curva fija, contrata toda su demanda leída totalmente. Obviamente al contratar toda su curva de demanda leída no le sobra ni le falta nada, o sea no transa en el mercado spot, no tiene nada para transar, simplemente compra la totalidad de la demanda que está consumiendo. No necesita tener un sistema de medición especial como el sistema SMEC, debe tener si un sistema de medición que es el sistema de medición de la empresa distribuidora actual, no hay ningún cambio con respecto a ese tipo, no requiere ningún tipo de inversión el sistema de medición adicional, es la misma empresa distribuidora la que toma el servicio de medición de los GUME y le informa de estos valores a CAMMESA para las transacciones comerciales. No instala un sistema de relé de frecuencia sino que directamente utiliza el sistema de relé de frecuencia de la empresa distribuidora con lo cual está bajo el mismo esquema de corte. Paga gastos administrativos del servicio de telemedición a la distribuidora, es un cargo fijo. El plazo mínimo es dos años. No informa de los datos de consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora. La empresa distribuidora es la encargada de brindarle los datos de consumo a la empresa administradora del mercado. La diferencia entre un GUME y un cliente de la distribuidora básicamente es un tema de precios y de pactar ciertas condiciones contractuales mejores. Es más conveniente según la empresa distribuidora de que se trate y del cliente de que se trate. Mi experiencia personal me hace decir que clientes que tengan por encima de 400 kV de potencia instalada y un factor de utilización de por arriba de 0,5 le conviene pactar con un generador, de ahí por abajo digamos que estaría en igualdad de condiciones con empresas distribuidoras o al menos con las mejores empresas distribuidoras. La curva de carga es libre no hay manera de poder fijar la curva de carga porque no se declara a CAMMESA, simplemente lo que hay que informar a CAMMESA y a la SE son los valores máximos que van a consumir de potencia en horas de punta y en horas fuera de punta. Y este es un dato muy importante, el generador para los GUME no compromete generación propia de energía, este quizás sea el punto más sorprendente, el generador para el abastecimiento de los GUME es simplemente un broker, compra energía a un precio que es el mismo precio a que compran las distribuidoras que se llama precio estacional y revende esa energía a precio de contrato. Esta es una diferencia fundamentalmente entre el GUMA y el GUME. Para el GUMA el generador avala con su generación propia la energía contratada mientras que en el caso del GUME compra esa energía a precio estacional y CAMMESA se la factura como si fuera un distribuidor.

Condiciones Básicas del Gran Usuario Particular: Potencia demandada, entre 30 y 100 kW. Contratos de abastecimiento por la totalidad de la demanda prevista. NO posee medidor con discriminación por banda horaria NO opera en el Mercado Spot. Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte. Condiciones Básicas del Gran Usuario Mayor: · Potencia demandada, 1MW mínimo. · Contratos de al menos el 50% de la demanda prevista. · Compra la demanda restante en el Mercado Spot. · Estar vinculado directa o indirectamente a la red de transporte

Características del GUPA Contrata demanda energía total leída. Curva de carga libre, fija solo Potencia máxima en horas pico y horas fuera de pico No transa en el Mercado SPOT Utiliza medidores y relé de subfrecuencia de la distribuidora NO posee medidor capaz de discriminar por banda horaria. Su consumo de energía se distribuye en función de coeficientes. Paga gastos por servicios a la distribuidora. No informa consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora. En el caso de los contratos GUME vamos también a definir algunas características. El contrato GUME como vimos también al principio, no contrata una única curva fija, contrata toda su demanda leída totalmente. Obviamente al contratar toda su curva de demanda leída no le sobra ni le falta nada, o sea no transa en el mercado spot, no tiene nada para transar, simplemente compra la totalidad de la demanda que está consumiendo. No necesita tener un sistema de medición especial como el sistema SMEC, debe tener si un sistema de medición que es el sistema de medición de la empresa distribuidora actual, no hay ningún cambio con respecto a ese tipo, no requiere ningún tipo de inversión el sistema de medición adicional, es la misma empresa distribuidora la que toma el servicio de medición de los GUME y le informa de estos valores a CAMMESA para las transacciones comerciales. No instala un sistema de relé de frecuencia sino que directamente utiliza el sistema de relé de frecuencia de la empresa distribuidora con lo cual está bajo el mismo esquema de corte. Paga gastos administrativos del servicio de telemedición a la distribuidora, es un cargo fijo. El plazo mínimo es dos años. No informa de los datos de consumo a CAMMESA, lo hace la distribuidora. La empresa distribuidora es la encargada de brindarle los datos de consumo a la empresa administradora del mercado. La diferencia entre un GUME y un cliente de la distribuidora básicamente es un tema de precios y de pactar ciertas condiciones contractuales mejores. Es más conveniente según la empresa distribuidora de que se trate y del cliente de que se trate. Mi experiencia personal me hace decir que clientes que tengan por encima de 400 kV de potencia instalada y un factor de utilización de por arriba de 0,5 le conviene pactar con un generador, de ahí por abajo digamos que estaría en igualdad de condiciones con empresas distribuidoras o al menos con las mejores empresas distribuidoras. La curva de carga es libre no hay manera de poder fijar la curva de carga porque no se declara a CAMMESA, simplemente lo que hay que informar a CAMMESA y a la SE son los valores máximos que van a consumir de potencia en horas de punta y en horas fuera de punta. Y este es un dato muy importante, el generador para los GUME no compromete generación propia de energía, este quizás sea el punto más sorprendente, el generador para el abastecimiento de los GUME es simplemente un broker, compra energía a un precio que es el mismo precio a que compran las distribuidoras que se llama precio estacional y revende esa energía a precio de contrato. Esta es una diferencia fundamentalmente entre el GUMA y el GUME. Para el GUMA el generador avala con su generación propia la energía contratada mientras que en el caso del GUME compra esa energía a precio estacional y CAMMESA se la factura como si fuera un distribuidor.

Impuestos a la Comercialización de la Energía Eléctrica Tasas especificas que pagan los agentes del MEM Gastos ENRE (excepto los Grandes Usuarios) Gastos CAMMESA Específicos de la Prov. de Buenos Aires Servicio de electricidad, Ley 7.290 y modificaciones Gravamen consumo de Gas Ley 8.474. Gravamen grandes obras eléctricas provinciales, Ley 9.038. Aporte ley 9.226, canon Provincial y Municipal. Tasas municipales para habilitación de comercios e industrias. Tasas municipales por inspección de seguridad e higiene. Específicos de la Capital Federal Canon municipal sobre venta de energía eléctrica. Integración: conformar un todo de las partes Realmente se está realizando una integración? Cuales son las condiciones para una integración? Queremos una integración? Quien se beneficia con la integración?

Fin de la presentación Gracias

Horas de Pago de Potencia Día Tipo 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Total Hábil   X Sábado Domingo

PAFTT – Res. SE 406 ALTERNATIVAS Alternativa A: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones de AT. Alternativa B: PAFTT realizada mediante instalaciones de AT, la transformación AT/MT e instalaciones de MT. Alternativa C: PAFTT realizada mediante la transformación AT/MT e instalaciones de MT. Alternativa D: PAFTT realizada exclusivamente mediante instalaciones de MT.

Datos de Prog. / Reprog. Estacional PAFTT – Res. SE 406/96 Datos de Prog. / Reprog. Estacional KRP CDF $/MW-mes KRE CUST PPOT $/kW-mes PEpico $/MWh PEresto PEvalle

PAFTT – Res. SE 406/96 CARGO FIJO CFPP [$ mes] = (PPOT*KRP+CDF)*PMax   CARGO FIJO CFPP [$ mes] = (PPOT*KRP+CDF)*PMax CUST [$ mes] = CUST*Pmax CARGO VARIABLE CVPEv [$ mes] = PEvalle*KRE*Evalle CVPEr [$ mes] = PEresto*KRE*Eresto CVPEp [$ mes] = PEpico*KRE*Epico

Formación Precio SPOT Invierno Verano $/MWh MW

Formación Precio SPOT

Formación Precio SPOT Costo Marginal Térmico CMTERM(h) = mín( mínq1(CMM(h)q1), mínq2(CMM(h)q2) ) * CMM = Costo Marginal en el Mercado * q1 = máquina térmica generando vinculada al Mercado o máquina falla despachada, con potencia disponible en reserva en la hora "h". * q2 = máquina térmica vinculada al Mercado que no está generando y podría entrar en servicio y entregar potencia en la hora "h" de ser requerida, o máquina falla no despachada en la hora "h". No resultan incluidas dentro de este grupo las máquinas indisponibles, máquinas disponibles paradas que no podrían entregar su potencia por falta de capacidad de transporte, y las máquinas disponibles paradas cuyo tiempo requerido para arrancar y tomar carga sea superior a una hora.

Formación Precio SPOT Costo Marginal Hidráulico CMHID(h) = mín c1 ( VA (h) c1 ) * VA = valor del agua * c1 = central hidroeléctrica generando por despacho, no exclusivamente forzada por restricciones, y con potencia disponible en reserva en la hora "h".

Formación Precio SPOT Precio de la Energía por Despacho Si en el parque térmico generando, incluidas las máquinas fallas despachadas, existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho (PD) está dado por el máximo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico. PD(h) = máx ( CMHID(h), CMTERM(h) ) Si el parque térmico generando incluidas las máquinas fallas despachadas está completo, o sea no existe potencia térmica en reserva disponible, el precio de la energía por despacho está dado por el mínimo entre el Costo Marginal Térmico y el Costo Marginal Hidráulico. PD(h) = min ( CMHID(h), CMTERM(h) )

Formación Precio SPOT Precio de Mercado PM(h) = máx. ( PMMIN(h) , mín. (PMMAX(h), PD(h)) ) * PMMIN = se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior, salvo que la demanda esté disminuyendo y/o que en la hora "h" se modifique la oferta, ya sea por quedar disponible una máquina o por incrementarse la oferta de gas, o se realice un redespacho en cuyo caso es cero. Para la banda horaria de pico de un día hábil, si el valor así calculado resulta menor que el Precio Mínimo de Pico (PMINPI) definido en el predespacho, el Precio Piso será dicho precio mínimo. * PMMAX = se calcula con el Precio de Mercado de la hora anterior , salvo que la demanda esté creciendo y/o que en la hora "h" se modifique la oferta, ya sea por quedar indisponible y salir de servicio una máquina o por disminuir la oferta de gas, o se realice un redespacho en cuyo caso es el costo de la energía no suministrada (CENS).