lima abril de 2015 propuesta de un mercado de potencia firme

LimaAbril de 2015

Propuesta de un Mercado de Potencia Firme

Objetivos y Diagnóstico

Propuesta

El Mercado de Potencia Firme

Contenido

Objetivos y Diagnóstico

Los Objetivos Generales

reforzar los mecanismos regulatorios para implementar efectivamente los planes de desarrollo energético y

garantizar en particular la provisión de electricidad oportuna y confiable, para lo cual se deberán elaborar propuestas de mejora a los procedimientos y los modelos de contrato que regulan las licitaciones para promover

nueva generación, así como los procedimientos de reconocimiento y pago de potencia firme

Definir por la autoridad energética una métrica de la confiabilidad y el valor objetivo de confiabilidad

Calcular la cantidad de potencia “confiable” (firme) del sistema necesaria para asegurar el nivel de reserva necesario para alcanzar el objetivo de confiabilidad. O sea demanda máxima a abastecer + margen de reserva

Definir el aporte de cada generador a la confiabilidad (potencia y/o energía firme) y: Establecer una obligación de la demanda de estar cubierta por

potencia firme, ya sea en contratos bilaterales y/o licitaciones centralizadas y/o un nuevo mercado de potencia firme,

Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como estímulo a las inversiones y a la disponibilidad, a fin de hacer posibles los objetivos de confiabilidad del sistema.

El enfoque de la Confiabilidad Regulada

Diagnostico de la Situación Actual

Riesgos Económicos a la Inversión en Generación

• Riesgos a la inversión debido a no predictibilidad de precios.

• La estructura de los contratos no asegura un “mix” óptimo de la generación

•

Multiplicidad de Mecanismos para nueva Generación

• Diversos contratos y obligaciones contraídas por el Estado que no aseguran la entrega de capacidad por tener diferentes regímenes de obligaciones y remuneración

• Por ejemplo: Reserva Fría, Nodo Energético, Hidroeléctricas, otros

La forma de cálculo de la Potencia Firme no asegura la

confiabilidad

• Actualmente el cálculo de la potencia firme no garantiza su entrega ante requerimientos del sistema.

• El cálculo del margen de reserva no asegura el nivel de confiabilidad esperado

• Luego Riesgos de corte de suministro a grandes usuarios

Precios de potencia calculado Administrativamente

• La metodología de cálculo del precio de la potencia es administrativa y no reflejar necesariamente las expectativas del mercado.

• Costo Marginal del mercado de corto plazo intervenido.

Principales observaciones recibidasComentario Respuesta

Observan que la implementación de un nuevo mecanismo de pago de capacidad, no va a solucionar el problema de soluciones coyunturales (Reserva Fría, Nodo Energético, Hidroeléctricas, etc.), ni va a eliminar los diversos mecanismos existentes; sino que sería como implementar un mecanismo adicional.

El mercado de PF propuesto no pretende ser un nuevo, o adicional, mecanismo de fomento de inversiones en generación, ni resolver los problemas coyunturales mencionados u otros relacionados con restricciones de transmisión o de suministro o trasporte de gas natural.

El objetivo de la propuesta es crear un único mecanismo de mercado que racionalice el producto, su cantidad y el pago correspondiente de la potencia firme que requiere un sistema para obtener un determinado grado de confiabilidad.

Principales observaciones recibidas

Comentario Respuesta

Si crear un mercado de capacidad está orientado a asegurar un margen de reserva, este mecanismo no se alinea con el objetivo de incentivar la nueva generación.

El mecanismo propuesto se orienta a asegurar la confiabilidad del servicio, lo cual implica suficiente capacidad de generación para afrontar situaciones críticas.

En el caso de nueva generación, se da la opción de recibir la remuneración por capacidad por un periodo de 5 a 10 años.



De la propuesta se entiende, que los distribuidores se verían imposibilitados de ejercer sus derechos inherentes a suscribir Contratos Bilaterales conforme lo señala la LCE.

La propuesta no implica ningún tipo de cambios sobre los derechos de distribuidores o usuarios libres inherentes a suscribir Contratos Bilaterales conforme lo señala la LCE.

El cambio es que a partir de la implementación de las medidas propuestas tanto los distribuidores como los usuarios libres deberán contratar el margen de reserva, lo cual podrá ser a través de contratos bilaterales o en el mercado de PF.



Un plazo de 5 a 10 años para una nueva planta no permite asegurar el financiamiento de esta, por lo tanto no garantizan inversiones de largo plazo, debido a que las nuevas inversiones requieren de períodos de contratos mayores a diez años para que sean proyectos bancables; asimismo, no está claro como se incentivaría el desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

El mercado de PF no pretende (igualmente a como sucede en otros mercados de capacidad), asegurar el financiamiento total de nuevos proyectos, sólo dar una ayuda para nuevos entrantes que no ha logrado ubicar su generación a través de contratos de suministro. Los contratos de suministro seguirán siendo la principal fuente de Project Financing para centrales como las hidroeléctricas.

Las centrales hidroeléctricas participan regularmente en mercados de capacidad como PJM, Nueva Inglaterra o Colombia.



En caso de Subastas de Ajuste, donde resulten nuevos contratos suscriptos por los generadores adjudicatarios. Se puede interpretar que puede volver a contratar con otros y no respetar el anterior contrato.

Se precisa que las subastas de ajuste originan nuevos contratos adicionales a los ya acordados, con lo cual no afecta a lo suscrito en la subasta inicial.

Una demanda / generador puede que resulte en posición compradora /vendedora en la subasta inicial y en caso quede sobre contratada, sea vendedora en una subasta de ajuste.



Las unidades que proveen reserva suelen tener bajos tiempos de uso produciendo energía debido a sus mayores costos variables, y por lo tanto son poco aptas para participar en contratos donde deben proveer energía asociada.

El comentario es correcto, se espera que las unidades que provean reserva tengan bajos tiempos de utilización. Si una unidad eficiente participa del mercado de PF, recibirá ingresos por potencia en este mercado, y por energía en el mercado de corto plazo.

El mercado de PF propuesto no está dirigido a proporcionar solamente reserva sino la PF total que requiere el sistema, que incluye la reserva. En la práctica todo el parque generador participa en la reserva requerida por un sistema. El mercado de PF propuesto, junto con el sistema de subastas de suministro (Ley 28832), constituirían las dos herramientas fundamentales y complementarias del mercado de generación.



Observan que no queda claro que ocurrirá con los usuarios que consuman más capacidad de lo contratado. ¿A quién se debe pagar por la capacidad consumida? o no se paga a ningún agente.

Se prevé establecer un margen de error de 3% para el pronóstico de la demanda y la aplicación de una penalidad proporcional a la diferencia de la demanda informada.

Los Mercados de Capacidad

Existe una extendida discusión sobre la aptitud de los mercados sólo de energía para atraer suficientes inversiones como para asegurar la confiabilidad del servicio.

Como prevención y a fin de asegurar la confiabilidad se han desarrollado los mecanismos de capacidad que tienen como objetivo incentivar la entrada de generación y la disponibilidad de las unidades existentes, y de esa forma obtener un sistema que permita cubrir la máxima demanda a largo plazo con un grado adecuado de confiabilidad:

Los mecanismos utilizados hasta ahora a nivel mundial son: Pagos administrativos a la capacidad (Perú, Chile, Argentina,

Guatemala, España..) Mercados de capacidad: Pools de USA, Rusia, Panamá, en

desarrollo en varios países de la UE Mercados de opciones de capacidad: New England ISO,

Colombia, Italia

Los Mecanismos de Pago de Capacidad

Se determina la cantidad de capacidad (o de Potencia Firme) necesaria para asegurar la confiabilidad

Se identifican los consumidores que deben “comprar” esa capacidad

Se establecen los mecanismos con los cuales los consumidores “obligados” pueden cubrir los requerimientos de capacidad: Contratos bilaterales con generadores calificados Autogeneración Compras en un mercado de capacidad Demanda interrumpible

Se organizan subastas en las cuales los consumidores obligados compran la capacidad no cubierta a través de otros mecanismos

Los generadores seleccionados en la subasta deben asegurar su disponibilidad para operar a requerimientos del OS

Funcionamiento de los Mercados de Capacidad

Propuesta

Definición del estándar de confiabilidad (LOLE/LOLP) por la autoridad responsable y asociarlo al cálculo del Margen de Reserva (MR).

Definición adecuada del concepto de Potencia Firme (PF): Contribución efectiva de cada unidad a la confiabilidad global del

sistema, Ligada tanto a la disponibilidad electromecánica de cada unidad

como a la disponibilidad del recurso primario usado para la generación

Teniendo en cuanta que la energía debe ser despachada para cubrir la demanda horaria del mercado

Evaluación centralizada de la necesidad de PF para asegurar el suministro con el estándar de disponibilidad fijado por la autoridad responsable.

Establecer una obligación: Toda la demanda debe estar cubierta con una cantidad de PF igual a su demanda simultánea con el período crítico del sistema (máximo requerimiento térmico) más el MR.

PC=DEM * (1 + MR). Remunerar a la potencia firme que aporta cada generador como

estímulo a las inversiones y a su disponibilidad.

Los Principios de la Estrategia

La demanda puede cubrir sus requerimientos de PF a través de:1. Contratos de largo plazo en licitaciones de suministros donde participen

generación existentes y nueva generación

2. Contratos bilaterales entre generadores y clientes (Clientes Libres y Regulados)

3. Autogeneración

4. Mercado de PF. Este mercado será obligatorio para la demanda (libre y regulada) no cubierta previamente con contratos anteriores

5. Un procedimiento de último recurso en caso que los mecanismos anteriores no logren los objetivos de confiabilidad establecidos

Los generadores que venden en contratos bilaterales más PF que la que disponen, o su PF ha variado, deben comprar la diferencia en el mercado de PF.

En la propuesta de cálculo de la PF, su valor en cada tipo de unidad está directamente relacionada con su energía firme garantizada, lo que asegura que se produzca suficiente confiabilidad para el sistema. Por lo que solo es necesario cubrir la necesidad de PF para asegurar la confiabilidad. El concepto de energía firme se vuelve redundante

Cobertura de la Demanda con PF

Hoy

El mecanismo administrativo de transferencias de potencia es insuficiente/inadecuado. Falta de relación entre PF y confiabilidad

Reacción del Gobierno con múltiples modelos de licitación

Sustento legal del mercado de PF

Ley de Seguridad Energética

1.1, ii. …Principios de confiabilidad: …La mayor capacidad de la producción respecto a la demanda (margen de reserva)

1.2 La confiabilidad de la cadena de suministro de la energía para el mercado nacional tiene prioridad y es asumida por toda la demanda que es atendida por el sistema nacional.

Propuesta

Toda la demanda (libre y regulada) debe contribuir con la confiabilidad del sistema, contratando, además de su consumo (suministro) un margen de reserva

Desregulación de la confiabilidad

LCE LDEG LASE

Regulación Regulación RegulaciónRegulación Subastas SubastasRegulación Reg/Subastas Reg/Subastas

Potencia Regulación Regulación SubastasEnergía Regulación Subastas Subastas

Regulación Regulación SubastasPotencia Libre Libre LibreEnergía Libre Libre Libre

Producto

Reserva

Suministro para Libre

DistribuciónTransmisión PrincipalTransmisión Secundaria

Suministro para Regulado

Mercado de potencia firme

Situación Prevista

Objetivo: asegurar que los márgenes de reserva que se calculen permitan alcanzar efectivamente el objetivo de confiabilidad.

Para las centrales térmicas asociado a su disponibilidad electro-mecánica Su energía firme es directamente proporcional a su potencia

firme, sujeto a la disponibilidad de contratos firmes de suministro de combustibles

Para las centrales con generación renovable e hidroeléctricas sin almacenamiento, la potencia que pueden asegurar con cierto nivel de probabilidad en los períodos críticos(*) para el sistema

Para la centrales hidroeléctricas con almacenamiento el cálculo de la potencia firme debe considerar que esta depende no sólo de la energía disponible en una central, sino de la energía disponible en todas y la forma de la curva de carga

Primer Paso: Revisión de las Métricas de la Potencia y Energía Firme


Demanda: suma demanda máxima de cada consumidor + margen reserva – PF

contratada – autogeneración – Pot.

Asignada de los contratos de reserva

fría

Price cap= 1.x *(anualidad de una unidad de punta en

condiciones de mercado + GO&M )

La oferta es la PF no comprometida en contratos, ofrecida por generadores y como último recurso la demanda interrumpible, y

contando como PF disponible la asociada a contratos de reserva fría

EjemploRequerimientos PF (demanda + reserva): 10376 MWPotencia firme en contratos (DisCo+Usuarios Libres): 9320 MWPotencia firme a licitar: 1056 MW

AgentePF Ofertada

PF acumulada Precio

MW MW USD/kW-

añoGEN-1 36 36 21.8GUI-2 112 148 23.2GEN-3 91 239 24.8GEN-4 71 310 27.4GEN-5 87 398 31.5GEN-6 28 426 32.2GEN-7 105 531 34.4GUI-8 117 648 34.4GEN-9 19 667 35.0GEN-10 85 752 39.2GEN-11 74 825 40.9GEN-12 3 829 41.2GEN-13 2 830 42.5GEN-14 35 866 42.9GUI-15 117 982 48.0GEN-16 80 1,062 52.1GEN-17 47 1,109 57.3GEN-18 90 1,199 59.9GEN-19 1 1,200 61.6GEN-20 77 1,277 63.7GEN-21 80 1,357 66.2GEN-22 104 1,461 70.2GEN-23 81 1,542 71.4GEN-24 15 1,557 73.2GEN-25 49 1,606 77.5

Agente DemandaDEM1 78DEM2 60DEM3 43DEM4 100DEM5 40DEM6 78DEM7 60DEM8 112DEM9 27DEM10 107DEM11 30DEM12 13DEM13 53DEM14 75DEM15 3DEM16 10DEM17 35DEM18 93DEM19 11DEM20 27

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16000.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

Precio (USD/kW-año) Precio Max. (CONE)

MW Ofertados

Pre

cio O

fert

ado U

SD

/kW

-año

Precio promedio: 35.1 USD/kW-año

Secuencia de SubastasPeríodo de

Provisión de la PF

Subastainicial

3 años

Subasta deAjuste 1

Subasta de Ajuste 2

Procedimientos de Último recurso

24 meses

12 meses

6 meses

Las subastas de ajustes permiten considerar

cambios en las condiciones iniciales: pronósticos de

demanda ajustados, retraso en nueva generación, etc.

Este período puede ser de 5 a 10 años para

nueva generación

Subasta de Ajuste 3


Provisión de la PF

Subastainicial

3 años

Esta subasta tiene por objetivo asegurar que toda la demanda, en un horizonte de

tres años quede cubierta con PF, incluyendo un margen de reserva. La

demanda puede cubrirse previamente en licitaciones con contratos bilaterales


Provisión de la PF

Subasta deAjuste 1

Subasta de Ajuste 2

24 meses

12 meses

Las subastas de ajustes permiten considerar cambios en las condiciones iniciales: pronósticos de demanda

ajustados, retraso en nueva generación, etc., o decisiones de la demanda de cubrirse con contratos

Subasta de Ajuste 3

6 meses

Ejemplo

AgenteDemanda

(MW(Cambio(M

W)DEM1 78 3DEM2 60 0DEM3 43 -1DEM4 100 8DEM5 40 -1DEM6 78 3DEM7 60 0DEM8 112 11DEM9 27 -1DEM10 107 10DEM11 30 -1DEM12 13 -3DEM13 53 0DEM14 75 2DEM15 3 0DEM16 10 -1DEM17 35 -6DEM18 93 6DEM19 11 -4DEM20 27 -1

Agente

PF Ofertada

PF acumulada Precio

MW MW USD/kW-

añoDEM3 1 1 35.1DEM5 1 2 35.1DEM9 1 3 35.1DEM11 1 4 35.1DEM12 1 5 35.1DEM16 1 6 37.0DEM17 6 12 39.0DEM19 4 16 45.0DEM20 1 17 49.0GEN-16 80 97 52.1GEN-17 47 144 57.3GEN-18 90 234 59.9GEN-19 1 235 61.6GEN-20 77 312 63.7GEN-21 80 392 66.2GEN-22 104 496 70.2GEN-23 81 577 71.4GEN-24 15 592 73.2GEN-25 49 640 77.5

0 100 200 300 400 500 600 7000

102030405060708090

Demanda contratada: 77 MW

Precio medio: 49.4 USD(kW-año


Provisión de la PF

Procedimientos de Último recurso

Para el caso de demanda que no haya logrado su cobertura porque la potencia

firme ofertada en las subastas no haya sido suficiente para atender toda la demanda, el

COES considerará las ofertas de precios presentados por los Usuarios Libres que

brinden el Compromiso de Racionamiento Voluntario (CRV), auto-generadores u

generadores no agentes


Provisión de la PF

Un año para generadores existentes

Hasta 5-10 años para participantes inversores

Tipo de subasta: sobre cerrado, primer precio, pay as bid Mitigación de poder de mercado

Precio máximo puede variar en función de la concentración de la oferta

Demanda flexible Los Generadores Adjudicatarios podrán suscribir contratos de

suministro de energía sin potencia firme con Usuarios Libres o Distribuidores. .

Los contratos de capacidad serán suscritos por los Generadores Adjudicatarios y los Clientes Iniciales, bajo las condiciones o formas que establezcan las Bases de las Subastas.


G1G2.....Gn

D1D2D3.....Dm

Se ha analizado una alternativa en relación a las contrapartes de los contratos de capacidad, en la cual estos serán suscritos por COES con los Generadores Adjudicatarios.

Existe además un vínculo de naturaleza tarifaria, según el cual, COES atribuye a cada sujeto obligado (“D”), una obligación de pago (en función del requerimiento individual de PF). Este es un cargo tarifario que se funda, en la Ley de Seguridad Energética.

Si bien esta alternativa tiene importantes ventajas, requeriría la modificación de la Ley 28832, para asignar a COES esta responsabilidad.


COES u Otro

G1G2G3....Gn

D1D2D3.....Dm

Roles en el Mercado de Potencia FirmeEntidad Rol

Aprueba el cálculo del margen de reservaEstablece los valores de la métrica deconfiabilidadAutoriza subastas de PF de último recursoEstablece el precio máximo de la PF en lassubastas de PF. Revisa y aprueba los cálculos de la demanda dePF a ser subastada en cada ocasión. Envía en sobre cerrado a COES el precio máximoy la cantidad a subastar previamente a cadasubasta.Concurre al proceso de apertura de sobres decada subasta y refrendar las actas

Aprueba los resultados de la subasta, cantidadesadjudicadas a cada Postor y el precio de la PF

Verifica las cantidades que cada Proveedor ponea disposición de cada demanda según los cálculos del COES.Aprueba cualquier cambio al contrato quesuscriben los proveedores con los ClientesIniciales

Ministerio deEnergía y Minas

OSINERGMIN

Roles en el Mercado de Potencia Firme

Entidad RolAdministra el mercado de PFRecibe y verifica las proyecciones de demanda delos agentes, así como los contratos quesuministren PFCalcula las obligaciones de cobertura de cadaagente, para la subasta principal y las subastasde ajusteIdentifica la necesidad de una subasta de últimorecurso y la propone al MINEMCalcula y verifica la PF de las unidadesgeneradoresCalcula el margen de reserva y solicita laaprobación del MINEMEn caso de necesidad ordena el racionamientosegún los criterios del Reglamento del Mercadode PF

COES-

Roles en el Mercado de Potencia FirmeEntidad Rol

Informan su demanda proyectada a COESAjustan sus proyecciones de demanda para lassubastas de ajusteSuscriben los contratos que resulten de lacobertura de sus obligaciones en el mercado dePFPagan las cuotas asociadas a las compras en elmercado de PFSi correspondiera, pagan las penalidades quedetermine COESInforman su demanda proyectada a COESAjustan sus proyecciones de demanda para lassubastas de ajusteSuscriben los contratos que resulten de lacobertura de sus obligaciones en el mercado dePFPagan las cuotas asociadas a las compras en elmercado de PFSi correspondiera, pagan las penalidades quedetermine COES

Usuarios libres

Distribuidores

Roles en el Mercado de Potencia Firme

Entidad RolPresentar a COES y mantener actualizada lainformación técnica de las centrales de supropiedad.Presentar el estudio hidrológico de su sistemahídrico.Tiene la opción de presentar ofertas en elmercado de PF. En caso de ser seleccionados: Suscriben el respetivo contrato

En caso de disminución de su PF, participan del mercado de PF para comprar aquella parte quefue vendida en las subastas y quedó descubierta

Facilitan la información pedida y la realizaciónde pruebas de verificación a COES Informan al COES en caso de indisponibilidad Pagan las penalidades que pudieracorresponder

Generadores

Es un Participante que prevé instalar nueva capacidad que estará disponible en el Período de Provisión.

Los Participantes Inversores podrán solicitar que la Tarifa Adjudicada tenga una validez de hasta cinco/diez años.

Un Participante Inversor que resulta adjudicatario en una Subasta de Capacidad debe cumplir los siguientes procedimientos y actividades: Proveer las garantías que se establezcan Presentar anualmente y nueve meses antes del Período de

Provisión, informes con carácter de declaración jurada que describan el avance de las obras y los eventuales retrasos. OSINERGMIN podrá auditar estos informes, y verificar en sitio del progreso de las obras.

Si se concluye que la potencia firme adjudicada no estará disponible para el Período de Provisión, el Participante Inversor deberá comprar esa cantidad las Subastas de Ajuste previas al Período de Provisión.

En caso que no pudiera comprar la cantidad necesaria por falta de oferta en estas Subastas de Ajuste, podrá obtener la cantidad faltante en el mercado secundario, y de no obtenerla perderá la condición de Participante Inversor y deberá pagar una penalidad igual al Precio Adjudicado por la potencia firme no provista o se ejecutan las garantías

Participantes Inversores

Presentar las garantías que se establezcan Los generadores con PF vendida tienen obligación de producir en el

mercado de mercado de corto plazo cuando sea convocado por COES o declararse indisponibles

En caso de ser convocado y luego no poder producir, deben pagar una compensación proporcional a la energía no producida y al precio de esta

La PF se ajusta anualmente con la estadística de disponibilidad y el mantenimiento

En caso que aún no se pueda cubrir la demanda total de Potencia Firme por falta de oferta, los Distribuidores y Usuarios Libres que no hayan logrado su cobertura con Potencia Firme serán eximidos de la obligación.

No obstante, en caso que en cierto momento del año la potencia total disponible sea insuficiente para satisfacer la demanda del SEIN, se racionará en primer término aquella demanda de Usuario Libre y/o Distribuidor, no respaldada con contratos de suministro y/o contratos de Potencia Firme, sin derecho a compensación económica alguna.

Contraprestaciones de los Proveedores de Potencia Firme

Igualdad de oportunidad para toda la generación (no más potencia excluida de recibir pagos y contratar)

Relación directa entre pagos a la generación y suficiencia de esta para alcanzar los objetivos de confiabilidad.

Precio ajustable a las expectativas de la oferta Pagos directos entre compradores y vendedores (alternativa,

cuenta administrada por COES) Posibilidad de períodos de suministro diferenciados para

generación nueva y existente, que facilita el financiamiento de nuevas inversiones, mientras obtienen contratos de suministro.

Se eliminan las transferencias de potencia, que pasan a ser bilaterales, lo cual da mayor estabilidad a los ingreso de los generadores.

Participación de la demanda interrumpible (inicialmente sólo en las subastas de último recurso)

Ventajas del mercado de Potencia Firme

Creación por Ley del mercado de PF Establecer la función del COES de contraparte del compromiso

de PF Mejorar aspectos de las licitaciones de suministro:

Eliminar que la energía en los contratos siga la curva de carga del cliente Permite licitaciones especializadas por bloques de demanda

(pico, base, etc.) lo cual da señales para optimizar el mix de generación

Disminuye riesgos para los generadores, especialmente hidro, expuestos a importantes compras en el mercado de corto plazo

Permitir que los distribuidores compren/vendan diferencias (menores) en el mercado de corto plazo Elimina la necesidad de potencia variable en los contratos Permite licitaciones especializadas. Y que a largo plazo se

creen productos estandarizados, En estas licitaciones especializadas, ofertar por separado el

precio de potencia y energía, asociadas al tiempo de utilización del producto

Ventajas de Modificar la Ley 28832

Respetar los contratos existentes, y mantener para todos el cálculo del precio base de la potencia

Dado que Reserva actual podría ser suficiente por lo menos hasta 2021, entonces:

Fase 1 -2015 : Introducir redefinición de PF y de estándar de confiabilidad Ajustes reglamentarios para Fase 3.

Fase 2 -2016 : Iniciar el mercado de PF pero aplicable solo a la Reserva requerida,

para iniciar aprendizaje de los agentes. No extender la intervención de CMgCP (DU 049-2008)

Fase 3 -2017 en adelante: Extender mercado de PF a demanda no contratada.

Transición

El impacto del cambio sobre los generadores sería: Posible cambio en la PF de cada unidad, sólo relevante para las

hidroeléctricas, El pago de PF serán por compromisos de contratos. Reemplazo de las transferencias de potencia por ventas bilaterales, La potencia contratada puede ser mayor que su PF. Precio de mercado en la PF, que pueden variar. Ingresos totales mayores, pero eventualmente distribuidos en forma distinta.

El impacto sobre la demanda sería: Compromiso de asegurar el MR de forma directa (en la actualidad es parte del

PBP). Mayor confiablidad del servicio, Precio de mercado en la PF, que pueden variar Necesidad de estimar con mayor precisión la demanda en períodos críticos.

El precio regulado de potencia deberá seguir fijándose con las reglas actuales, para los contratos vigentes, como los firmados en el marco de la Ley 28832, mantendrán el precio regulado de potencia sobre las cantidades que se adjudiquen a largo plazo.

En caso que se modifique la Ley 28832, los nuevos contratos tendrían un precio de potencia y energía resultante de las subastas de suministro.

Transición

Dado que el único impacto medible sería la reducción de PF en los contratos la misma se compensaría de la siguiente forma: A los efectos de los contratos se supondría que la PF de los generadores

existentes (PFV) se sigue midiendo y remunerando como en la actualidad al PBP. Pero descontando las compras históricas en las transferencias Cabe destacarse que sólo es esperable un impacto importante sobre

las centrales hidroeléctricas con regulación Los compradores en los contratos tendrían un déficit de cobertura que

surgiría de la diferencia entre la PFV y la PF calculada con la metodología nueva. Esta diferencia sería comprada en forma automática en el mercado de PF.

La cantidad y costo de esa cobertura sería calculada por COES después de cada subasta e informada a OSINERGMIN, que será pagado por toda la demanda.

Esta transición se mantendría por un plazo a determinarse, luego de la implementación de la nueva metodología de cálculo de la PF (eventualmente con una reducción gradual)

Transición

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