“calculo de las transacciones de energÍa y potencia de
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“CALCULO DE LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y POTENCIA DE LOS GENERADORES TÉRMICOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Y SU EVALUACIÓN CONTABLE”. INTRODUCCIÓN. - PowerPoint PPT PresentationTRANSCRIPT
““CALCULO DE LAS CALCULO DE LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y
POTENCIA DEPOTENCIA DE LOS GENERADORES TÉRMICOS LOS GENERADORES TÉRMICOS
EN EL MERCADO ELÉCTRICO EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Y SU EVALUACIÓN MAYORISTA Y SU EVALUACIÓN
CONTABLE”CONTABLE”
INTRODUCCIÓNINTRODUCCIÓN• Los métodos para la realización de
los cálculos se lo desarrolla en base a las regulaciones, reglamentos y procedimientos aprobados por el CONELEC.
• Los procedimientos de cálculo son desarrollados tomando en consideración valores reales entregados por las unidades de la empresa Electroguayas y CENACE en el año 2007.
OBJETIVOSOBJETIVOSConocer los procedimientos y las
regulaciones del CONELEC para el cálculo de la compra, venta de energía y potencia en el MEM.
Calcular los ingresos, egresos e ingresos netos por compra, venta de energía y potencia por cada unidad de generación térmica de la empresa.
Contrastar la valoración económica, horaria, diaria y mensual entre los datos de energía de las unidades de generación y los datos de energía publicado por CENACE.
ANTECEDENTESANTECEDENTES La Ley Del Régimen Del Sector Eléctrico fue
expedida el 10 de octubre de 1996, la ley establece la creación del MEM y el articulo 45 que estará constituido por los siguientes Agentes incorporados al SNI:
• Generadores.• Distribuidores. • Grandes Consumidores.
El MEM requiere de nuevas entidades que lo regulen, normen y administren desde el punto de vista técnico y comercial, estos son el CONELEC y el CENACE; además se establece el FONDO DE SOLIDARIDAD, como organismo poseedor de la totalidad de las acciones de las empresas distribuidoras, así como de las instalaciones de generación y transmisión.
ESTRUCTURA DEL ESTRUCTURA DEL SECTORSECTOR
CONELECCENACEGENERADORESTRANSMISORDISTRIBUIDORESGRANDES CONSUMIDORES
MODALIDADES DE MODALIDADES DE TRANSACCIONES EN EL MEMTRANSACCIONES EN EL MEM
MERCADO A PLAZO (CONTRATOS)MERCADO OCASIONAL (SPOT)
El MEM abarca la totalidad de las transacciones que se celebren entre generadores, generadores con distribuidores y entre generadores con grandes consumidores.
PROCESO PARA LAS TRANSACCIONES PROCESO PARA LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA Y POTENCIADE ENERGÍA Y POTENCIA
MEDICIÓN DE ENERGÍA:MEDICIÓN DE ENERGÍA:
La regulación del CONELEC 005/06 “SISTEMA DE MEDICIÓN COMERCIAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA” define los requisitos técnicos y las condiciones de funcionamiento del SISMEC para que el CENACE disponga dentro de los plazos establecidos, de manera segura, oportuna y confiable, de la información necesaria para la liquidación de las transacciones del MEM.
La información necesaria son los valores de energía, que en cuartos horarios registran los medidores de energía de cada unidad de generación.
Los equipos de medición de energía
están ubicados :
Energía Neta: En los puntos de frontera de la central.
Energía Bruta: En los bornes del generador.
Energía para Auxiliares: En caso de que las instalaciones no permitan establecer el consumo de auxiliares a través el medidor de energía neta, será necesaria la medición en el (los) alimentador (es) para consumo de auxiliares.
MEDIDOR REGISTRADOR DE MEDIDOR REGISTRADOR DE ENERGIA BRUTAENERGIA BRUTA
=================================================INFORMACIÓN OBTENIDA DEL MEDIDOR REGISTRADOR DE ENERGÍA BRUTA================================================= No. Event Type Date Time -1- -2-
1 Data 20/08/2007 00:15:00 16.321,76 - 2 Data 20/08/2007 00:30:00 16.195,76 - 3 Data 20/08/2007 00:45:00 16.277,76 - 4 Data 20/08/2007 01:00:00 16.267,76 -
SUMA DE LOS CUATRO CUARTOS HORARIOS 65.063,02 -
(SUMA C1 - SUMA C2) 65.063,02
ENERGÍA BRUTA = 65.063,02 MWh
CONDICIONES PARA EL CONDICIONES PARA EL CALCULO DE ENERGIA NETACALCULO DE ENERGIA NETA
Condición 1Condición 1
Condición 2Condición 2
Donde i es el tiempo desde la hora 1 hasta la hora 24
Sí, (∑(C1 cuarto de hora) -∑(C2 cuarto de hora))< 0, para la hora i se obtiene: Energía Neta = 0
Si, (∑(C1 cuarto de hora)-∑(C2 cuarto de hora))> 0; para la hora i se obtiene: Energía Neta = (∑ C1cuarto de hora - ∑ C2 cuarto de hora)
MEDIDOR REGISTRADOR DE MEDIDOR REGISTRADOR DE ENERGIA NETAENERGIA NETA
=================================================INFORMACIÓN OBTENIDA DEL MEDIDOR REGISTRADOR DE ENERGÍA NETA================================================= No. Event Type Date Time -1- -2- -3- -4-
1 Data 20/08/2007 00:15:00 15476,749 0 1041,781 02 Data 20/08/2007 00:30:00 15344,777 0 1407,704 03 Data 20/08/2007 00:45:00 15446,755 0 211,955 1381,714 Data 20/08/2007 01:00:00 15424,76 0 0 1713,64
SUMA DE LOS CUATRO CUARTOS HORARIOS 61.693,04 - 2.661,44 3.095,35
(SUMA C1 - SUMA C2) 61.693,04 -433,91
ENERGÍA NETA = 61.693,04 MWhENERGÍA REACTIVA = -433,91 KVARh
CONDICIONES PARA EL CALCULO CONDICIONES PARA EL CALCULO DE ENERGIA AUXILIARES TOTALESDE ENERGIA AUXILIARES TOTALES
Condición 1 Condición 1
Condición 2Condición 2
Condición 3Condición 3
Donde i es el tiempo desde la hora 1 hasta la hora 24.
C1, C2 : Columnas del medidor de neta
Energía de auxiliares = (Energía Bruta – Energía Neta) para la hora i; SiENERGÍA BRUTA> 0 ENERGÍA NETA > 0
Energía de auxiliares = ABS[∑ (C1cuarto de hora )- ∑ (C2 cuarto de hora)] para la hora i; SiENERGÍA BRUTA = 0ENERGÍA NETA = 0
Energía de auxiliares = (Energía Bruta ) - Energía Neta + ABS (∑ (C1cuarto de hora) - ∑(C2 cuarto de hora))para la hora i; SíENERGÍA BRUTA > 0 ENERGÍA NETA = 0
CALCULO DE AUXILIARES CALCULO DE AUXILIARES EXTERNOSEXTERNOS
Los auxiliares externos en cada hora del día se calcula de la siguiente forma:
El pago por auxiliares externos esta dada por:
Donde:
PECAG = Pago de energía auxiliar consumida por generadores a la horah
FNG = Factor de Nodo del generador a la hora h.
PEBM = Precio de la Energía en la barra de Mercado a la hora h (US$ / Kwh)
ECAG = Energía consumida en auxiliares por el generadora a la hora h (Kwh)
h = Hora.
i = Unidad de generación correspondiente.
(PECAG = FNG x PEBM x ECAG) h,i [US$]
Auxiliares externos ;hi = (Aux. totales;hi) – ABS((Ebruta;hi- E neta;hi))
MERCADO DE CONTRATOSMERCADO DE CONTRATOS
Los contratos a plazo son aquellos que se pactan libremente entre:
Generadoras y los agentes distribuidores.Generadores y grandes consumidores.Distribuidores y grandes consumidores.Por un plazo mínimo de un año y a ser
cumplidos a través del CENACE . Asimismo se consideran las transacciones:
Generadores con exportadores.Importadores con los distribuidores.Importadores con grandes consumidores.
El calculo de la energía neta entregada por una unidad a contratos se lo realiza de la siguiente forma:
Donde:
EC h1,D1: Energía de una unidad que entrega a contratos a una distribuidora en la hora1. (MWh)
ENU1 h1: Energía neta de la unidad en la hora1. (MWh)
DD h1,D1: Demanda de energía de una distribuidora en la hora1. (MWh)
∑DD h1: Sumatoria de la demanda de todas las distribuidas en la hora1. (MWh)
lim D1,h1: Limite de confiabilidad horario por central de generación.
EC h1,D1 = {[(ENU1 h1) x (DD h1,D1/∑DD h1)] – lim D1,h1)} (MWh)
Energía Comprada en el Mercado Energía Comprada en el Mercado Ocasional para cubrir contratosOcasional para cubrir contratos
Es la energía que se debe comprar para cumplir con la cuota de contratos.
Se liquida:ECMO * FNBG * PEBM
MERCADO OCASIONALMERCADO OCASIONALLa energía entregada por el generador al Mercado
Ocasional se determina considerando la energía entregada en su nodo (energía neta) y la energía pactada en contratos.
Para una hora dada:
Donde:ENMO = Energía neta entregada en el mercado
ocasional.EN = Energía neta generada.Ec= Energía contratada.h = Hora. i = Unidad de generación correspondiente.
ENMO = (EN – Ec)h,i ;[MWh]
RESTRICCIONES E RESTRICCIONES E INFLEXIBILIDADES OPERATIVASINFLEXIBILIDADES OPERATIVAS
Las Restricciones Operativas son las limitaciones impuestas por la red de Transmisión o por los Agentes del MEM que impiden la ejecución del despacho económico y ocasionan diferencias entre la producción prevista de los generadores en el despacho económico y el despacho real o incluso la operación de plantas diferentes a las que habían sido consideradas en el despacho económico.
Calificación de la generación entregada al SNI:
• Operación Normal o económica código (1)
• Generación Obligada. Código (2)
• Generación Forzada. Código (3)
• Generación Inflexible. Código (6)
• Generación No Solicitada. Código (7)
• Generación por Pruebas. Código (5)
GENERACIÓN NORMAL:GENERACIÓN NORMAL: La generación normal o económica se da cuando
los costos variables de producción de un generador son menores al precio horario en la barra de mercado.
Para remunerar a un generador si ha sido despachado como generación normal se emplea el precio en la barra de mercado.
GENERACIÓN OBLIGADA:GENERACIÓN OBLIGADA: Para atender la demanda con niveles de
confiabilidad y seguridad del SNI o de un área del SNI.
Por cobertura de demanda. Una máquina operando de esta forma se remunera
a costo variable. Esta operación, por lo tanto, puede ocasionar sobrecostos, estos son asumidos según lo establece la Regulación CONELEC 002/00.
GENERACIÓN FORZADA:GENERACIÓN FORZADA: Por restricciones de la red.
Por calidad del servicio local.
Despacho con restricciones de red.
La operación de estas unidades se remunera a costo variable.
GENERACIÓN INFLEXIBLE:GENERACIÓN INFLEXIBLE: Cuando se presentan potencias adicionales sobre las
potencias despachadas, dentro de los limites declarados por los agentes y aceptados por el CENACE.
La operación de estas unidades se remunera a costo variable.
GENERACIÓN NO SOLICITADA:GENERACIÓN NO SOLICITADA: La Generación no solicitada corresponde al SNI, por
causa del generador, sin autorización del CENACE, o cuya salida sea posterior a lo dispuesto por el CENACE, considerando los tiempos de arranque y parada declarados por el Agente y aceptados por el CENACE.
La energía producida por esta causa no será remunerada al agente respectivo. Esta energía será asignada en forma proporcional a los generadores participantes en la regulación secundaria de frecuencia.
GENERACIÓN POR PRUEBAS:GENERACIÓN POR PRUEBAS: Todas las pruebas deben ser coordinadas previamente
con el CENACE y se remuneran empleando el menor valor entre el costo variable de producción de la máquina y el costo marginal horario; es decir, esta remuneración no podrá ser superior al costo marginal horario del mercado.
Según REGULACIÓN No. CONELEC – 008/99 (3.1.1) la generación por pruebas remuneran de la siguiente manera:
Se remunerará la energía térmica producida en la etapa de pruebas y de operación experimental, únicamente para período hidrológico seco y para una generación continua de por lo menos una hora.
No se remunerará la producción termoeléctrica, durante la etapa de pruebas, cuando estas se realicen en períodos en que el Despacho Económico que efectúa el CENACE, determine vertimiento o riesgos de vertimiento en las centrales hidroeléctricas.
Si se trata de una Auditoria de Costos Variables / Verificación de parámetros siempre se remunera.
No se reconocerá ningún cargo por potencia en el período de pruebas y de operación experimental, y para las liquidaciones, los Distribuidores pagarán al Costo Marginal del Mercado; y, en caso de existir una diferencia, esta se acreditará al generador que fue sustituido para permitir la operación experimental.
REMUNERACIÓN DE LA ENERGIA A REMUNERACIÓN DE LA ENERGIA A LOS GENERADORESLOS GENERADORES
SI
NO
SI
NO
SI
NO
SI
OPERACIÓN NORMAL?
GENERACIÓN OBLIGADA
GENERACIÓN FORZADA
PRUEBAS. INFLEXIBILIDADES
Remuneración:EnxFnxPEM
CvxEb- EnxFnxPEM
CvxEb- EnxFnxPEM
Remunere de acuerdo a Regulaciones
RESERVA PRIMARIA DE RESERVA PRIMARIA DE FRECUENCIA (RPF)FRECUENCIA (RPF)
La regulacion primaria de frecuencia es la respuesta a las desviaciones de frecuencia en el sistema, en que actua el regulador de frencuencia de la maquina para corregir constantemente las deviaciones dentro de los límites de generación preestablecidos.
De acuerdo a lo anterior, todas las unidades de generación del SNI tienen que aportar RPF al sistema para mantener la calidad del sistema.
LIQUIDACION DE RPFLIQUIDACION DE RPFLa RPF que entrega cada generador (g) en la
hora h es:
Donde:POTRPFhg = Potencia entregada para RPF.RPFDESPhg = RPF que tienen por compromiso
los generadores en la hora h.RPFOPThg = RPF aportada por el generador g
en el despacho.
POTRPFhg=(RPFDESPhg – RPFOPThg)
Para la remuneración de RPF se toma en consideración el precio designado para la potencia remunerable puesta a disposición (Pp$)
Donde:REMRPF$: Remuneración a cada generador por RPF cuando: POTRPFhg > 0.
COBRPF$: Cobro a cada generador por RPF cuando: POTRPFhg < 0.
Finalmente cada mes se totaliza cada valor obtenido por hora o dia para el cobro o pago mensual de RPF.
REMRPF$ = POTRPFhg x Pp$
COBRPF$ = POTRPFhg x Pp$
POTENCIA REMUNERABLE PUESTA POTENCIA REMUNERABLE PUESTA A DISPOSICIÓN (PRPD)A DISPOSICIÓN (PRPD)
De acuerdo al Art.16 del Reglamento para el funcionamiento del MEM. PR es la cantidad de Potencia activa que será remunerada a cada generador. El CENACE determinará estas potencias hasta el 30 de septiembre de cada año y será aplicable para cada uno de los trimestres de los siguientes doce meses.
El cálculo se obtendrá mediante la simulación de la operación económica del sistema para los siguientes seis meses de estación seca, para este efecto, el CENACE utilizará los consumos específicos promedios de las unidades termoeléctricas y los costos vigentes de los combustibles.
CALCULO DE REMUNERACION A CALCULO DE REMUNERACION A GENERADORES POR PRPDGENERADORES POR PRPD
Liquidación Diaria de Generadores (REFERENCIALES)Liquidación Diaria de Generadores (REFERENCIALES)
Liquidación Mensual de GeneradoresLiquidación Mensual de Generadores
Donde:
PMPDi = Promedio(PMPDidía) (Promedio Disponibilidades Diarias)
$Pp = Precio de la Potencia en USD/kW dado por el CONELEC.
REMGENi = min(PRPDi, PMPDidia)* $Ppdia
REMGENi = min(PRPDi, PMPDi)* $Pp
DECLARACION DE IMPUESTOS Y TASA DECLARACION DE IMPUESTOS Y TASA POR COMPRA DE COMBUSTIBLESPOR COMPRA DE COMBUSTIBLES
El CENACE determinará los volúmenes de combustibles líquidos (bunker, diesel y nafta) consumidos únicamente para la energía termoeléctrica que se pone en el mercado ocasional de acuerdo a la información ex-post. A estos volúmenes de combustibles, se aplicarán los porcentajes de impuestos y tasas que correspondan considerando los precios de combustibles vigentes en el mes de facturación, para así determinar los valores en dólares que se reconozcan a cada uno de los Generadores Termoeléctricos. Dichos valores serán recaudados de todos los Agentes, en forma proporcional a la energía retirada del Mercado Ocasional en el mes de facturación.
Para esta liquidación, los generadores presentarán copias de las facturas de compra de combustible líquido correspondientes al combustible usado en el mes de la declaración.
Este procedimiento se lo aplicará al gas, en el caso que este combustible tenga un precio de venta que incluya impuestos y tasas.
RECONOCIMIENTO DE COMBUSTIBLE REGULACIÓN CONELEC 003/03.
Donde: RIVA: Valor por reconocimiento de IVA combustible por la
unidad U en la hora i (USD). EMO: Energía entregada al mercado ocasional por la
unidad U en la hora i realizada con los datos de la segunda liquidación publicada por CENACE.
GC: Galones de combustible consumido por la unidad U en la hora i
EB: Energía bruta producida por la unidad U en la hora i. (KWh).
EN: Energía neta producida por la unidad U en la hora i . (KWh).
PIVA: Precio del combustible con IVA (USD). P: Precio del combustible sin IVA (USD).
RIVAhi U1 = ((EMO *GC)/% (EN/EB))/EB) hi U1 *(PIVA – P); (USD)
RUBROS ECONÓMICOS RUBROS ECONÓMICOS FACTURADOSFACTURADOS
Ingresos en el mercado ocasional y contratos:
Venta de energía en contratos Venta de energía en el mercado ocasional Generación obligada Generación forzada Reconocimiento de combustibles REG.003/03. Ingreso por regulación primaria de frecuencia Venta de potencia en el mercado ocasionalAjustes o reliquidaciones
Gastos operativos en el mercado ocasional:
Compra de auxiliaresGeneración obligadaGeneración forzadaRegulación primaria de frecuenciaReconocimiento de combustible. REG.003/03Cargos por interconexión con ColombiaEnergía comprada en el mercado ocasional
para cubrir contratosAjustes o reliquidaciones
GENERACIÓN NETA DE GENERACIÓN NETA DE ELECTROGUAYAS SEGÚN LA ELECTROGUAYAS SEGÚN LA
HIDROLOGÍAHIDROLOGÍA
MES GENERACIÓN
NETA ELG (MWh)
CAUDAL, m3/Seg
COTA m.s.n.m
Ene-07 167.971,59 73,52 1.988,47 Feb-07 189.075,99 47,85 1.983,31
Mar-07 189.860,68 86,97 1.987,36 Abr-07 122.192,61 156,69 1.989,20 May-07 124.372,47 146,13 1.987,74
Jun-07 73.687,31 352,20 1.989,98 Jul-07 77.498,80 90,72 1.986,71
Ago-07 100.202,27 137,17 1.987,93 Sep-07 108.070,00 99,45 1.988,38
Oct-07 153.249,00 85,76 1.988,70 Nov-07 122.128,70 137,82 1.989,86 Dic-07 137.571,80 81,49 1.988,11
PRODUCCIÓN HIDRAULICA NETAPRODUCCIÓN HIDRAULICA NETA
PRODUCCION HIDRAULICA NETA (GWh)
Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07 TOTALPORCENTAJE DE PARTICIPACION
PAUTE 297,96 185,82 369,69 595,20 548,18 589,05 396,42 431,10 406,70 376,49 462,24 353,05 5011,90 56,60%
AGOYÁN 80,80 51,71 77,95 78,54 96,11 54,02 85,73 83,44 92,89 77,51 75,33 81,77 935,80 10,57%
PUCARA 13,27 20,21 14,01 7,62 7,87 12,13 23,87 19,33 28,51 19,93 16,55 21,41 204,71 2,31%
M.LAINIADO (HIDRONACIÓN) 52,31 41,69 41,31 39,63 40,80 39,52 40,86 42,90 39,65 45,47 42,33 53,40 519,87 5,87%
SIBIMBE 9,67 9,21 9,67 9,80 10,33 9,93 9,15 6,73 4,80 2,91 3,54 3,67 89,41 1,01%
EL CARMEN Y RECUPERADORA (EMMAAP-Q) 9,78 8,68 9,12 8,31 8,68 9,19 10,59 12,20 12,73 8,52 8,25 9,01 115,06 1,30%
AUTOPRODUCTORES (CENTRALES HIDRAULICAS) 23,54 22,08 26,00 26,25 26,09 27,35 32,95 36,91 34,89 37,06 34,81 36,57 364,50 4,12%
SAUCAY Y SAYMIRIN (ELECAUSTRO)16,01 15,19 17,07 18,42 19,27 22,02 15,18 16,35 17,95 18,42 19,08 19,51 214,47 2,42%
CENTRALES HIDRAULICAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
49,40 36,09 47,71 60,59 64,01 55,52 42,15 39,18 36,84 43,15 52,89 56,40 583,93 6,59%
SAN FRANCISCO 0,00 0,00 2,57 0,45 62,19 69,31 119,30 113,27 128,07 106,26 98,52 115,01 814,95 9,20%
TOTAL 552,74 390,68 615,10 844,81 883,53 888,04 776,20 801,41 803,03 735,72 813,54 749,80 8854,60 100,0%
PARTICIPACIÓN DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE ELECTROGUAYAS EN EL
SNI
INGRESOS MILES (USD)INGRESOS MILES (USD)
MERCADO DE CONTRATOS
UNIDADVenta en
Contratos
Energia Vendida en
el M.O.
Generación Obligada
Generación Forzada
Energia y Potencia Reactiva
Potencia Remunerable
RPFIVA del
CombustibleAjustes TOTAL
TV1 29.452,46 8.311,30 3.145,88 250,08 - 6.372,19 31,99 856,34 24,08 18.991,86 48.444,32 TV2 14.512,27 8.770,65 1.299,99 201,40 - 3.990,61 20,66 790,08 11,88 15.085,26 29.597,54 TV3 9.193,78 12.671,92 1.556,08 180,19 - 3.793,63 20,02 1.181,66 19,65 19.423,17 28.616,95 TG4 - - - - - - - - - - - TG5 - 15.002,30 2.351,37 146,71 - 3.539,21 12,79 1.809,83 0,57 22.862,77 22.862,77
TOTAL 53.158,51 44.756,16 8.353,32 778,38 0,00 17.695,64 85,47 4.637,91 56,18 76.363,07 129.521,58
MERCADO OCASIONAL O SPOT
TOTAL CONTRATO Y
SPOT
EGRESOS MILES (USD)
UNIDADPor Energía en
el M.O. (Contratos)
Por Generacion Obligada
Por Generacion Forzada
Por Consumo
de Auxiliares
Por RPFPor IVA del
CombustiblePor Cargos de Interconexión
Por Ajustes TOTAL
TV1 42,87 2,09 - 134,27 2,09 10,99 4,16 121,68 318,16 TV2 112,06 0,31 - 18,17 - 6,44 2,95 81,43 221,35 TV3 1.690,47 0,23 - 34,75 - 85,14 29,52 16,52 1.856,63 TG4 - - - - - - - - - TG5 - 0,47 - 21,52 - 1,00 0,67 33,53 57,20
TOTAL 1.845,39 3,10 0,00 208,71 2,09 103,57 37,30 253,16 2.453,33
OBLIGACIONES (EGRESOS)
INGRESOS NETOS MILES (USD) INGRESOS NETOS MILES (USD)
UNIDAD FACTURACIONOBLIGACIONES
(EGRESOS)INGRESOS
NETOS
TV1 48.444.322,52 318.161,06 48.126.161,46TV2 29.597.536,29 221.347,57 29.376.188,71TV3 28.616.954,73 1.856.625,09 26.760.329,64TG4 0,00 0,00 0,00TG5 22.862.769,07 57.197,35 22.805.571,72
TOTAL 129.521.582,60 2.453.331,08 127.068.251,53
PRECIO EQUIVALENTE DE ENERGÍA Y PRECIO EQUIVALENTE DE ENERGÍA Y ENERGÍA COMERCIALIZADA (USD/MWh, ENERGÍA COMERCIALIZADA (USD/MWh, GWh)GWh)
0,0
50,0
100,0
$/M
Wh
0,0
50,0
100,0
150,0
200,0
250,0
GW
h
P. E. E. 76,78 76,41 85,18 87,39 79,05 85,20 81,84 87,68 79,56 77,84 87,97 75,60
PM Venta CONTRATO 59,93 60,75 58,62 59,28 59,34 59,50 59,15 59,31 59,97 60,00 60,00 60,00
PM Venta M.O. 71,35 79,23 76,05 56,37 53,89 47,69 60,04 65,22 61,71 67,81 53,79 53,93
PM COMPRAS 83,58 88,21 80,92 87,96 - 83,92 56,31 44,51 53,99 - - -
Energia Comercializada 167,97 189,04 189,86 122,19 124,37 73,69 77,50 100,20 108,07 152,83 122,12 137,57
Ene-07 Feb-07 Mar-07 Abr-07 May-07 Jun-07 Jul-07 Ago-07 Sep-07 Oct-07 Nov-07 Dic-07
Resultado de las transacciones Resultado de las transacciones económicas producto de la económicas producto de la comercialización de Potencia y Energía.comercialización de Potencia y Energía.
127,07
-2,45
76,36
53,16Ingresos Por Ventaen el Mercado de
Contratos
Ingresos Por Ventaen el Mercado
Ocasional
Egresos(Obligaciones)
Ingresos Netos
CONCLUSIONESCONCLUSIONES
• Todos los procesos desarrollado para las liquidaciones en el mercado eléctrico han sido realizados sobre la base de lo que describe las regulaciones pertinentes correspondiente al año 2007.
• Un papel importante tiene el proceso de verificación y convalidación con la información proporcionada por CENACE, puesto que, mediante este proceso se filtra la información que realmente va a intervenir en la liquidación de las transacciones.
• Las Ventas de Energía & Potencia y las Obligaciones (Egresos) efectuadas en el año 2007, produjeron unos INGRESOS NETOS de $US MM 127,07, ello como resultado de que la FACTURACIÓN TOTAL fue de $US MM 129,52 (Mercado de Contratos y Mercado Ocasional) mientras que las OBLIGACIONES fueron de $US MM 2,45.
RECOMENDACIONESRECOMENDACIONESSi bien las Regulaciones y procedimientos del
CONELEC son la base fundamental para la realización de los cálculos de las transacciones en el Mercado Eléctrico del año de análisis que se presentaron en esta tesis, se recomienda seguir la normativa vigente de la ley de Régimen del Sector Eléctrico y los Reglamentos relacionados vigentes.
Debido a que el Mercado Eléctrico esta en una etapa de cambios, ha sido necesario un constante cambio en los diferentes procesos de liquidación y por lo tanto sería conveniente tener aplicaciones computacionales que se adapten fácilmente a la dinámica del Mercado.
GRACIAS POR SU ATENCIÓN