Presentación de Pérez Arriaga

					UNIDAD REGULADORA DE SERVICIOS DE ENERGÍA Y AGUA
ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
Seminario sobre mercados regionales:
Tratamiento regulatorio de los intercambios y
de las interconexiones internacionales
Montevideo, 10 y 11 de mayo 2004

Módulo 2
Transmisión:
Ámbito nacional y regional

José Ignacio Pérez-Arriaga
Instituto de Investigación Tecnológica, IIT
Universidad Pontificia Comillas, Madrid
El problema a resolver
... en el ámbito nacional ...

Productores y consumidores de un mercado
 nacional tienen derecho a comprarse y
 venderse electricidad libremente ...
     ¿qué se debe cobrar por el uso de la red?
     ¿quién paga las pérdidas?
     ¿qué pasa si se congestiona la red?
     ¿quién se puede conectar a la red?
     ¿quién refuerza la red cuando se necesite?

                                                   2
… se complica en un entorno
regional (supranacional)
Dificultades adicionales
Técnicas
     La complejidad de la red conjunta y su operación
     Falta de armonización de cargos por uso de la red
     Gestión de las limitaciones impuestas por la red
     Necesidad de desarrollar la infraestructura de red
Institucionales
   Necesidad de un marco jurídico de armonización
    regulatoria
                                                       3
Véase la complejidad de una red
nacional ...
... o esta otra ...
... y el patrón de flujo de una simple
transacción ...

                            NL          D1 0 0
                                 22
                       B
                  22
                                 L
                                                 18
                            14         46
                                                       9   A
                 F                CH
                            7          53
                                            100                9

                       29
                                                                   YU
                                                 100

                                                       I
       P    E
                                                                        GR




 ... aunque, ¿dependen los patrones de
flujo de las transacciones comerciales?
     ... y el número y diversidad de las
    transacciones posibles ...
Situation 1998
in TWh

Source: UCTE




                             0.8



            3.9


    3.7                                0.2
            0.7
     0.01
... en presencia de límites de capacidad
               de la red ...

                                                      N       S          FI
 IRL                 UK

                                                      DK
                                  NL                                          1 650
       2 000                                  3 200
                              B           L
                                                      D


                          F
                                              CH          A       500
               900                3 800
                                                                    SI

                                                      I
          E                                                                           GR
  P
... que dan lugar a distintos niveles de
“insularidad eléctrica” ...

       Máxima capacidad nacional de intercambio /
             / Punta de demanda nacional
 140
 120
 100
  80
  60
  40
  20
  0
                          Ho




                                           Bé

                                                       Ale

                                                                Po

                                                                         Fra

                                                                                 Ita

                                                                                        Es

                                                                                        Re
         Su

                Au




                                  Gr




                                                                                          pa
                                                                                  lia
                                    ec




                                                                  rtu
                             la




                                              lgi




                                                                                           ino
          iza

                  str




                                                           m




                                                                          nc
                             nd




                                                                                             ña
                                      ia

                                                  ca

                                                          an
                     ia




                                                                    ga

                                                                            ia




                                                                                               Un
                              a




                                                               ia

                                                                    l




                                                                                                  ido
                                                                                                        9
... y a regiones débilmente conectadas
                entre sí …
                                                                   3.4%



          3.5%




                                                                  11.0%
   2.8%




          Ratios between interconnection capacity and peak load
                        Sources: DGTREN, ETSO, Nordel y REE
... pues las redes se desarrollaron con
“mentalidad nacional” prioritariamente

 Previamente a los procesos de liberalización y al
  planteamiento de mercados regionales, los
  intercambios de electricidad entre países eran
  generalmente de escasa relevancia, sobre todo
    Por motivos de seguridad y asistencia mutua en
     emergencias
    Para permitir ahorros ocasionales entre compañías
     verticalmente integradas de países vecinos (contiguos,
     normalmente)
 Las redes de transmisión fueron desarrolladas para
  el transporte de electricidad dentro del territorio
  nacional                                                    11
Comercio de electricidad transfronterizo
Objectivos y retos
El objetivo
   Un mercado regional en el que la electricidad se
    suministre al mínimo costo que es compatible con
    una calidad satisfactoria de servicio y con la
    sostenibilidad medioambiental
El reto
   Cómo implantar esto, partiendo de la situación
    presente con sus limitaciones


                                                     12
Guión

Fundamentos
   Precios nodales
   Caracterización regulatoria de la transmisión
Los grandes temas regulatorios
   Inversión
   Acceso
   Precios
Mercados de ámbito regional
                                                    13
Servicios de transmisión

Definición: Actividades con valor económico
 que son realizadas por la red de transmisión
 para el beneficio de sus usuarios
   Servicio primario: Permitir inyectar electricidad
    en unos nudos de la red y retirarla en otros
   (principal aspecto a tratar aquí)
   Servicios secundarios (conjuntamente con la
    generación):
    control de tensión
    seguridad del sistema
                                                        14
Los efectos de la red de transmisión
Pérdidas
             1                                        2
G1=200 MW          Factor de perdidas = 0.1                G2=200 MW

(5 c€/kWh)                                                 (7 c€/kWh)
D1 = 50 MW                                                 D2 = 50 MW



     1MW D1 => 1MW G1                     => p1=5 c€/kWh
     1MW D2 => (1+0.1)MW G1               => p2=5.5 c€/kWh




                                                                  15
Los efectos de la red de transmisión
Congestión
             1                                            2
G1=200 MW                Capacidad = 30 MW                    G2=200 MW

(5 c€/kWh)                                                    (7 c€/kWh)
D1 = 50 MW                                                    D2 = 50 MW



     1MW D1 => 1MW G1                        => p1=5 c€/kWh
     1MW D2 => 1MW G2                        => p2=7 c€/kWh

   Hay otras limitaciones que las redes pueden imponer al
   funcionamiento del sistema, sobre todo en relación con límites de
   tensión, criterios de estabilidad o potencias de cortocircuito
                                                                       16
Precios nodales (1)

 Precios nodales son precios marginales de corto plazo
  de la energía, que internalizan los efectos de la red
  (pérdidas y congestiones)
   “El precio nodal en un nudo k es el incremento en el coste
    de operación del sistema si la demanda de energía en k
                 aumenta en una unidad”



                                                         17
Precios nodales (2)

El valor del precio nodal en un nudo k depende de
   las instalaciones      disponibles   de   generación   y
    transmisión
   las condiciones de operación
     nivel de carga en cada nudo
     producciones de los generadores y coste(s) variable(s)
      de los grupos marginales
     pérdidas en la red
     restricciones activas de generación y de red
                                                           18
Precios nodales (3)

Excedente para la red (ingreso variable de
 transporte, ingreso tarifario, etc.):

         Excedente   k         dk  gk 
                     k
 o alternativamente
   Excedente   l , out  Pl , out  l , in  Pl , in
                      l
Precios nodales (4)
Si se aplicasen precios nodales a todos los
 usuarios de la red:
   todos recibirían señales económicas correctas
    de corto plazo que internalizan pérdidas y
    restricciones de red
   En sistemas eléctricos reales la aplicación de
   precios nodales sólo recupera una pequeña
   fracción de los costes de red (un 15% a 25%
   típicamente)
                                               20
Precios nodales (5)
El motivo de esta deficiencia real de ingresos es que la
 condición de optimalidad ideal (“adaptación perfecta”)
 de la red es imposible en la práctica
   Las alternativas de inversión son discretas
   Hay fuertes economías de escala
   Expansión de red sujeta a restricciones de fiabilidad no
    económicas
   Otras restricciones: financieras, medioambientales
   “Errores” de planificación
  aunque se trate de conseguir la red óptima, sujeta a
  las restricciones citadas
Economías de escala en transmisión
                                                          ECONOMÍA DEL TRANSPORTE


                         30



                         25



                         20
       COSTE (MPTA/KM)




                         15



                         10



                         5



                         0
                              0       100   200   300   400       500   600    700     800      900    1000     1100    1200
                                  CAPACIDAD DE TRANSPORTE (MVA)         (1) 132 kV, Haw k, 130 MVA (40 km de línea + 2 posiciones
                                                                        (2) 220 kV, Cóndor, 300 MVA (80 km de línea + 2 posiciones)
                                                                        (3) 400 kV, Dx Cardinal, 1200 MVA (150 km de línea + 2 posiciones)
Resultados teóricos acerca de
recuperación de costes de transmisión
                                                                                TOTAL COST OF
                                                                                NETWORK
                                                                                INFRASTRUCTURE

                                                                                        100%




     SHORT-TERM           LONG-TERM
     MARGINAL COSTS       MARGINAL COSTS
     (NODAL PRICES)

                  RELIABILITY        ANY OTHER    INCREASING   DISCRETE      NETWORK
                  CONSTRAINTS        DIRECT       RETURNS TO   NATURE OF     PLANNING
                                     CONSTRAINT   SCALE        NETWORK       “ERRORS”
                                                               INVESTMENTS
Guión

Fundamentos
   Precios nodales
   Caracterización regulatoria de la transmisión
Los grandes temas regulatorios
   Inversión
   Acceso
   Precios
Mercados de ámbito regional
                                               24
El nuevo rol de la transmisión

La transmisión como punto de encuentro del mercado
           Regulación tradicional        Regulación de mercado

       G            G        G       G             G             G


          RED DE TRANSMISIÓN
                                     RED DE TRANSMISIÓN

      D         D                D
                                     D         D                 D




   Importancia secundaria            Importancia crítica

                                                                     25
Caracterización regulatoria

La transmisión es un monopolio natural
   Fuertes economías de escala
    No es eficiente que varios transportistas compitan en
     un mismo corredor
   La red funciona y es operada como un conjunto
   Duplicar la red tiene enormes dificultades
   Los ingresos de red a precios nodales sólo
    permiten recuperar una fracción reducida de los
    costos totales
   La transmisión sin regular proporcionaría un
    enorme poder de mercado
                                                             26
Consecuencias

Una red bien desarrollada (como las que son
 habituales en América y Europa) nunca podrá ser
 el resultado de inversiones “mercantes”
 exclusivamente (cuyos únicos ingresos provengan
 de rentas de congestión)
   El rol de las “merchant lines” ha de ser limitado
     Asociadas a proyectos de generación
     En zonas con fuertes congestiones sistemáticas, que no
      desaparezcan con la inversión
     Inversiones singulares con distinta percepción de riesgo
      por el “planificador regulado” y el inversor privado   27
Guión

Fundamentos
   Precios nodales
   Caracterización regulatoria de la transmisión
Los grandes temas regulatorios
   Inversión
   Acceso
   Precios
Mercados de ámbito regional
                                                    28
Qué debe proporcionar una buena
regulación de la transmisión?
Promover la eficiencia económica para los
 usuarios de la red
   en el corto plazo (operación óptima)
   en el largo plazo (inversiones óptimas en
    generación y demanda)
Asegurar la viabilidad económica de la
 actividad de transmisión
Promover la operación eficiente (O&M) de la
 red de transmisión
Promover la optimalidad en las inversiones de
 red                                         29
Regulación de la actividad de
transmisión




       INVERSIONES


                                30
Inversiones
¿Qué se trata de conseguir?

Garantizar que todas las instalaciones de
 transmisión que cumplen un criterio establecido
 de eficiencia social (que debe incluir
 consideraciones económicas y de calidad de
 servicio) sean
   construidas en el tiempo óptimo
   operadas y mantenidas adecuadamente al mínimo
    coste

                                              31
¿Qué es una red óptima?

Optimalidad de una inversión de red en la regulación
 tradicional:
“Se debe invertir para reducir los costes de operación,
   pero sólo mientras el coste adicional de inversión
     sea inferior al ahorro adicional de explotación”
Esta definición de optimalidad es consistente con la
 adecuada a un entorno de competencia:
“Maximizar los beneficios netos agregados (tras incluir
  cargos de red) de todos los agentes (generadores y
                    consumidores)”
El “regulatory test” en la
práctica

Falta un “regulatory test” convincente para
 comprobar que una inversión está justificada o es
 “optima” frente a posibles alternativas
El criterio predominante en la práctica en Europa es
 el de cumplir criterios de seguridad (hay “Grid Codes”
 obligatorios en algunos casos) y eliminar cuellos de
 botella.
Algunos países incluyen específicamente el criterio
 de eficiencia económica, pero no está claro que lo
 apliquen ni cómo

                                                      33
Los costes de transmisión
Verdaderos costes de la red de transmisión
 Costes de infraestructura
    costes de inversión (depreciación, remuneración activo neto)
    costes de operación y mantenimiento / de administración
Costes incurridos a causa de la existencia de la red
 Pérdidas óhmicas (son costes de generación)
 Costes de redespacho incurridos para eliminar violaciones
  de restricciones de red (son costes de generación)
 Algunos de los costes de servicios complementarios
    control de tensiones / reservas de operación / arranques
     desde cero
Distinguir la transmisión de la operación del sistema
                                                                34
Cómo se determinan los costes
de transmisión
Dilema: remunerar según los costes realmente incurridos
 o bien reflejar los costes incrementales de prestar el
 servicio actualmente
La remuneración de la actividad de transmisión depende
 críticamente del enfoque regulatorio adoptado: quién es
 responsable del desarrollo y desempeño de la red
   Si el transmisor es “activo” la remuneración debe referirse a una
    red adaptada o eficiente y se pueden aplicar incentivos según la
    calidad de suministro real
   Si el transmisor es “pasivo” la remuneración debe referirse a la
    red real y limitar los incentivos a la disponibilidad de los equipos
Regulación específica para los activos de transmisión
 utilizados simultáneamente para actividades no eléctricas
                                                      35
Determinación de los costes de transmisión
Costes de inversión
 La base de capital regulatoria (inmovilizado neto)
    A partir del valor de mercado de los activos (potencial de generar
     ingresos): pero depende de las tarifas reguladas
    A partir del coste histórico          (ignora cambio tecnológico, pero no da lugar a
     divergencias entre costes incurridos e ingresos)
    A partir del coste de reemplazo
       “depreciated replacement cost, DRC”: coste actual de los activos que hoy
        darían el mismo servicio que los existentes
       “optimized depreciated replacement cost, ODRC”: coste actual de los
        activos de la red óptima para las necesidades actuales
       “optimized deprival value, ODV”: minimum loss that a business would
        suffer if it were deprived of the asset = min{valor de mercado, ODRC}
 La tasa de remuneración del capital
    Sopesar deuda y capital propio, cada uno con su tasa de
     retribución según el correspondiente riesgo        36
Determinación de los costes de transmisión
Otros costos

 Costes de O&M / de administración
    porcentaje (contrastado con empresas eficientes comparables)
     del volumen de activos netos

 Caso particular: Costes de nuevas inversiones
    Preferible: adjudicar por subasta  pagar la oferta ganadora
    Si las construye y paga una coalición de usuarios exclusivamente
     para su uso  no es preciso regular
    En general usar costes estándares como guía


                                                               37
Opciones regulatorias básicas
1 Operador del Sistema propone plan de expansión, que debe
  autorizar el regulador; la construcción puede asignarse por
  licitación competitiva
2 Se concede licencia a compañía privada que se regula como
  un monopolio: sujeta a “grid code” y con retribución basada
  en enfoque tipo IPC-X
3 Coaliciones de usuarios proponen refuerzos, que debe
  autorizar el regulador; remuneración de los costes totales de
  servicio; construcción asignada por licitación competitiva
4 Inversiones a riesgo: igual a 3, pero ahora la coalición asume
  los costes totales y la remuneración regulada sólo cubre
  parte de ellos
5 Líneas “merchant” (remuneración proviene del valor de
  mercado de los servicios que prestan)                        38
Opción 1
Organismo especializado / regulador

 El Operador del Sistema propone periódicamente un plan de
  expansión de la red
    tomando en consideración (justificadamente) las propuestas
     realizadas por los agentes
 Entidades reguladoras aprueban el plan y autorizan la
  construcción de nuevas instalaciones
 Construcción, operación y mantenimiento de cada instalación se
  asignan normalmente por subasta o directamente en casos
  especiales
    se paga su oferta al ganador
    contrato tiene duración limitada; ¿se subasta el siguiente
     periodo?
    Objetivos de fiabilidad para cada instalación  penalizaciones o
     créditos según fiabilidad real                             39
Opción 1 (adoptada en España)
Comentarios

Un correcto funcionamiento requiere
   Capacidad real de propuesta de los usuarios
   La estricta neutralidad del Operador del Sistema y
    capacitación adecuada del regulador
      en la aplicación del criterio de inversión
   Coherencia con la regulación de precios y acceso
   Prevalezcan los intereses de carácter general (EU, nacional)
    sobre los particulares (nacional, local)
   No es incompatible con la posibilidad excepcional de
    merchant lines (e.g. en interconexiones difíciles de desarrollar)
                                                                        40
Opción 2
Transportista privado y precio regulado

  Se adjudica licencia de transmisión a una empresa privada y
   se la regula como un monopolio
     Debe cumplir requerimientos mínimos (“grid code”)
     Incentivos para cumplir objetivos prefijados de desempeño
      (separar de los del Operador del Sistema)
     Método (RPI-X) de retribución de la red completa, teniendo en
      cuenta
        nuevas inversiones
        vida económica y amortización de inversiones existentes
        situación financiera de la empresa
        mejoras de eficiencia esperadas
  Preocupación: en general no conduce a inversiones
   óptimas; determinar retribución adecuada es todo un arte
                                                                   41
 Opción 3
 Iniciativa es de los usuarios
 La iniciativa de proponer refuerzos a la red de transmisión
  corresponde a coaliciones de usuarios
   OPCIÓN A: la coalición construye y paga el refuerzo, que ha de ser
    autorizado por el regulador
   OPCIÓN B: tras un proceso cuasi-judicial (coaliciones a favor y en
    contra, evaluación por el Operador del Sistema) el regulador decide si
    el refuerzo está o no justificado
    Si está justificado  se asigna mediante subasta
      se paga su oferta al ganador
      contrato de duración limitada  se subasta al final del periodo
      Objetivos de fiabilidad para cada instalación  penalizaciones o créditos
       según fiabilidad real (común a opciones 1 y 4)
      tarifas reguladas permiten recuperar el coste total
   Tema abierto: líneas necesarias por fiabilidad                         42
Opción 4
Inversiones “a riesgo”

Proceso cuasi-judicial semejante a la opción 3.B
 (pero con condiciones más exigentes para vetar)
 Si refuerzo está justificado
    se selecciona la coalición propietaria, que paga la línea
    se asigna la construcción mediante subasta
    se aplican tarifas reguladas (atenuadas, según utilización)
     a todos los usuarios
    se conceden derechos financieros sobre las rentas de
     congestión (“firm transmission rights”) a los propietarios
     de la línea
 Tema abierto: líneas necesarias por fiabilidad                  43
Option 5
Líneas “merchant”
 Idea básica: regular la actividad de transmisión como un
  negocio normal en competencia
    La remuneración proviene exclusivamente de las rentas de
     congestión
        Líneas DC podrían solicitar ser consideradas como un par (G, L)
    Firm Transmission Rights (FTRs) o derechos financieros
     sobre las rentas de congestión: no sólo como un mecanismo
     de gestión de riesgos, sino como un incentivo a la inversión
    Dificultades:
       Insuficiencia (en general) de los ingresos obtenidos por mercado
       Alto nivel de riesgo (otras inversiones pueden reducir las rentas de
        congestión)
       Líneas “sólo” justificadas por confiabilidad no se construyen
       Problemas derivados del poder de mercado
                                                                           44
Regulación de la actividad de
transmisión




          ACCESO


                                45
Acceso
¿Qué se trata de conseguir?

Garantizar acceso no discriminatorio a todos los
  usuarios de la red

Para conseguirlo, se precisan reglas transparentes y
  objetivas de
   autorización de la conexión a la red

   asignación de la capacidad limitada de transmisión,
    cuando resulta insuficiente
                                                   46
¿Cómo se asignan prioridades
de acceso?

Problemáticas diversas
   Conseguir la conexión de acceso a la red
   Resolución de restricciones locales de red
   Resolución de restricciones de red de ámbito
    no local



                                                 47
¿Cómo se asignan prioridades de acceso?
Autorización de conexión a la red
Acceso a generadores y consumidores solamente
 puede denegarse por falta de capacidad de la red
   si está justificado, reforzar la red siempre que sea posible
   ofrecer puntos de conexión alternativos
Los consumidores tienen el derecho a ser
 suministrados en el punto solicitado, pero sin
 desplazar a consumidores existentes
A los generadores se les podrían aplicar criterios
 distintos
   a) igual que a los consumidores
   b) derecho a conectarse en cualquier punto, incluso si no hay
    suficiente capacidad de evacuación para todos los generadores
El usuario de la red debe pagar el costo de las
 instalaciones dedicadas a su exclusivo uso   48
¿Cómo se asignan prioridades de acceso?
Restricciones locales de red
¿Resolución con procedimientos de mercado o
 con métodos regulados?
   MERCADO
    Si se adopta, las reglas deben evitar introducir riesgos
     excesivos para generadores y consumidores
       • Ofertas separadas para mercado diario y restricciones
   REGULADO
    Parece más apropiado para situaciones donde el mercado
     no es posible
    Requiere transferir al regulador el conocimiento sobre
     costes (al menos en términos generales) y alcanzar un
     acuerdo razonable
                                                                 49
¿Cómo se asignan prioridades de acceso?
Restricciones amplias de red
Una amplia variedad de métodos de resolución
 en el corto plazo, muy dependientes del
 contexto específico
   Precios nodales (propuesto como elemento central del
    Standard Market Design en EEUU y en uso en PJM,
    Argentina o MER Centroamericano, entre otros)
   Precios zonales o market splitting (requiere mercados
    de corto plazo cubriendo el 100% de la zona: Escandinavia,
    Italia)
   Redespacho y/o counter-trading (soluciones de carácter
    más interno a un sistema o en casos fáciles entre dos
    sistemas; y menos de mercado)
                                                           50
¿Cómo se asignan prioridades de acceso?
Restricciones amplias de red
Además existe la posibilidad de uso de
 mecanismos de contratación de largo plazo
   Subastas explícitas
    Derechos financieros vs. físicos
    Derechos punto-a-punto vs. flowgates
   Temas asociados
    Contratos pre-existentes: compatibilidad con mercado
    Poder de mercado: limitaciones en las reglas de
     asignación
    Derechos asociados a inversiones en generación
                                                            51
Principios a seguir en la asignación de
capacidad limitada
Usar mecanismos de mercado que no discriminen
 entre tipos de usuarios
No permitir que derechos de prioridad de uso
 (contratos firmes, FTRs) impliquen posiciones de poder
 de mercado
   asignar la capacidad firme con mecanismos de mercado
   fijar límites a la fracción de capacidad que puede
    subastarse en el largo plazo
   no permitir que ningún agente controle una fracción
    significativa de la capacidad total subastada
   la capacidad no utilizada debe ponerse a disposición de
    los demás usuarios
   normas transitorias para los contratos de largo plazo
    existentes                                          52
Detalle
Precios nodales o zonales
Las congestiones de red producen islas económicas
  con precios de mercado distintos

Los precios causan cambios en la demanda y la
  generación  la congestión “desaparece”

La línea congestionada genera unos ingresos:
(energía transportada) x (diferencia de precios entre los extremos
                            de la línea)
                                                              53
Detalle
Redespacho / contraflujo
Redespacho: El Operador del Sistema, a partir de
 datos técnicos y económicos del sistema eléctrico,
 decide el redespacho óptimo que resuelve la
 congestión
   El coste extra de redespacho se asigna a los agentes
    “responsables” del mismo
Contraflujo: (semejante al redespacho) El OS
 decide aplicar una transacción física en sentido
 opuesto al flujo que causa la congestión
                                                      54
Detalle
Subasta (explícita) de capacidad

no requiere el uso de precios nodales o zonales
compatible con cualquier organización del mercado
 mayorista
capacidad limitada se subasta a los agentes afectados
 por la congestión, previamente al mercado de energía
   Separa artificialmente capacidad de red y mercado de
    energía
   Una subasta implícita (daría lugar a precios nodales o
    zonales) sería superior (conceptualmente)
solamente las transacciones             ganadoras     pueden
 realizarse
la subasta genera unos ingresos
     (energía transportada) x (precio de la subasta)
                                                          55
Detalle
Contratos de capacidad de red (1)
Son contratos de cobertura del riesgo que tratan de
 reducir o eliminar ciertos riesgos económicos que las
 congestiones pueden causar en las transacciones
 bilaterales
    pérdida de ingresos por ser retirado del despacho a causa
     de restricciones
    volatilidad en el precio causada por restricciones
    imposibilidad física de realizar la transacción
Son contratos por diferencias del tipo
     Cantidad Q x (precio nodal k – precio nodal j)
Variantes: físicos vs. financieros / por línea o nudo a
 nudo (o zona a zona)                                  56
Detalle
Contratos de capacidad de red (2)

• Recordar que el valor económico de un contrato de
  capacidad de red generalmente es mucho menor
  que el coste de construir la correspondiente
  capacidad de transmisión
Los contratos de capacidad firme se tienen que
  adaptar a los mecanismos adoptados de gestión de
  restricciones
   precios zonales  cubrir el diferencial de precios entre los
    nudos de entrada y salida
   subastas  si conceden derechos físicos son una forma
    particular de las subastas explícitas
                                                              57
Regulación de la actividad de
transmisión




          PRECIOS


                                58
Precios
¿Qué se trata de conseguir?

Garantizar que los cargos por el servicio de
 transmisión a los usuarios de la red
   recuperan los costes totales regulados de la
    actividad de transmisión
   envían señales económicas eficientes
    en el corto plazo (decisiones de operación)
    en el largo plazo (decisiones de inversión      y
     localización)
   no son discriminatorios
   son fáciles de comprender y de aplicar y percibidos
    como justos                                     59
La mentalidad a evitar
     TYPES OF BILATERAL ELECTRIC POWER TRANSACTIONS
             Utility 1                                 Utility 2                            Utility 3
                   A                     C                                       C
                                                                D
                                                                                                 Retail
                                                                W                              Customers
             Retail
           Customers             W                 E                             J
                                                                                  2
                                                                                      W
                                                                                                               W
                                                                                 I2
                                                                                      W                            J
                                                                                                                       1
                             W                     F                                        W              G
                   B

                                         Indica tes strict wheeling                        H
                                     W                                                                                              I
                                                                                                                                        1
                                         transa cctions

                 Distribution
                                                                                           Non-Utility
                   Systems                                                                                                 Distribution
                                                                                           G enera to rs
                                                                                                                             Systems
                                                                                          and Imports
         A - Sales to retail customers
         B - Sales to distribution system
         C - Coordination sales between two utilities
         D - Wheeling of power between two utilities through a third
         E - Wheeling of power to retail customer
         F - Wheeling of power to distribution
         G - Utility purchase of power from non-utility generators and imports
         H - Wheeling of power from non-utility generators and imports
         I - Wheeling from NUG to distribution
         J - Wheeling fron NUG to retail customer


                                                                                                                                            60
Precios
Principios

Condiciones económicas “comparables” (i.e. no
 discriminatorias) para los distintos tipos de usuarios
   los cargos de red deben basarse en el uso real de la red
    (inyección / retiro de energía) y no en el tipo de
    transacción comercial establecida por el usuario
      CONSUMIDORES: no cualificados, cualificados que compran a un
       pool, cualificados con contratos bilaterales físicos con agentes
       internos o externos
      GENERADORES: que venden a un pool interno o externo, con
       contratos bilaterales físicos con agentes internos o externos
    porque, con agentes bien informados y racionales, el
    uso de la red no debiera depender de las transacciones
    comerciales
                                                                  61
 Precios
 Las señales de     corto plazo

Son los precios nodales
   Precios de energía con diferenciación espacial que
   internalizan congestiones y pérdidas
   Señales correctas para la operación
   Proporcionan ingresos netos, pero muy insuficientes
   para recuperar los costes totales de red

                                                    62
  Precios
  Las señales de           largo plazo
Para completar la recuperación de costes de red
   Asignar el “coste hundido” (cargo complementario)
    minimizando la distorsión en las decisiones de los agentes
      buscar la causalidad en la función de costes  los beneficiarios
       económicos, según el criterio de inversión
      lo que no pueda asignarse según causalidad  aplicar ideas tipo
       Ramsey (elasticidad al precio)
   Implicaciones
      los cargos de red deben ser independientes de las transacciones
       comerciales
      debe tratar de minimizarse la interferencia de las señales de largo plazo
       sobre las de corto plazo (precios nodales)

                                                                          63
 Señales de localización
en los precios de energía




                            64
Opción #1
Precios nodales
Ejemplos: Argentina, Nueva Zelanda, PJM pool (EEUU)
Internalizan las pérdidas y congestiones de red
   muy conveniente en redes poco malladas, donde
    suelen tener lugar congestiones sistemáticas
   se necesita un algoritmo  pérdida de transparencia
Precios nodales producen ingresos ( 20%) que
 pueden usarse para pagar parcialmente los costes de
 red 
   se necesita un cargo complementario ( 80%)
   como el cargo complementario es tan grande,
    permanece sin resolver el problema básico de
    asignación del coste
                                                     65
Variante de la opción #1
Precios zonales

Ejemplos: California, NordPool, Italia
Se utiliza un precio único de mercado, menos
 cuando se activan restricciones sistemáticas
 inter-zona  precios zonales
   los ingresos de aplicar “precios zonales” deben
    utilizarse para retribuir los costes de la red
   las restricciones de red esporádicas se pueden
    resolver con redespachos

                                                66
Opción #2
Precio único de mercado
Ejemplos: Inglaterra y Gales, Colombia, Suecia, España
Coexistencia de un precio único de mercado, señales
 separadas de pérdidas y de restricciones, y la
 filosofía de tarifa nodal (cargo de acceso en el punto
 de conexión)
Tratamiento separado de estos cuatro conceptos:
   recuperación del coste de la red (con cargos no
     dependientes de transacciones)  asignación del
     coste de la red a sus usuarios
   gestión de las restricciones de red
   pérdidas óhmicas
   servicios complementarios
 donde cualquier ingreso por pérdidas y restricciones
 debe utilizarse para pagar parcialmente la red         67
Asignación de los costes de red
    (el cargo complementario)




                                  68
Asignación de los costes de red
Directrices
Las tarifas de red deben recuperar los costes de la
 actividad de transmisión
Mientras sea posible y razonable, debe preferirse
 enviar señales de localización en la red
   Use the principle of cost causality
Cualquier parte del costo de la red que no se
 recupere con precios nodales o cargos de red con
 señales de localización debe asignarse de forma que
 se minimice la distorsión económica (ideas de precios
  Ramsey)
                                                       69
Asignación de los costes de red
Algún criterio sólido?
Las preguntas básicas
   ¿algún fundamento económico sólido?
      uso de la red / beneficiarios / elasticidad al precio / simplicidad /
       mínima modificación del precio nodal / responsabilidad sobre los
       activos existentes
   ¿reparto de cargos entre consumidores y generadores?
 Criterio fundamental: Sencillez, mientras no lo impidan
  las características de la red, tales como
   redes radiales / poco malladas con restricciones sistemáticamente
    activas
   necesidad de refuerzos significativos / costosos, lo que convierte la
    asignación de costes en un tema más delicado
   consistencia con normativa de transporte de combustibles
                                                                       70
 Asignación de los costes de red
 Algún criterio sólido?

 ¿Cómo repartir entre generadores y consumidores?
   Los argumentos “fundamentalistas”
      generadores necesitan red para hacer llegar su producto
      consumidores necesitan red para poder adquirir la electricidad producida
    carecen de fundamento económico
   Lo que no se recupera con las señales de corto plazo debe asignarse
      enviando señales de largo plazo (localización) a los nuevos agentes
       según su responsabilidad en el coste incurrido  ¿plan de inversión?
       ¿beneficio? ¿uso?
      como externalidad: (para lo que quede por asignar) minimizando su
       impacto negativo sobre la eficiencia económica  precios Ramsey
       (asignación en proporción inversa a la elasticidad al precio)  en un
       entorno competitivo la generación es más elástica al precio que la
       mayoría de los consumidores
                                                                            71
Asignación de los costes de red
Enfoques
Estampilla
“Deep connection charge” o de “conexión profunda”
   Tratar de evaluar el coste extra de inversión que cada
    usuario de la red impone a la red existente, por encima del
    coste (superficial) de conexión
Uso de la red
   Tratar de evaluar el flujo por las líneas que cada usuario de
    la red causa (marginalmente o como media) en cada
    instalación y asignar su costo pro rata a cada usuario
Beneficiarios
   Tratar de evaluar el beneficio económico que cada usuario
    de la red obtiene por la existencia de cada instalación de
    transmisión y asignar su costo pro rata a cada usuario 72
Detalle
ENFOQUE #1:   Estampilla (“postage stamp”)

cargo simple de acceso (normalmente uniforme,
 aunque puede depender de la ubicación de forma
 simple) que recupera 100% del coste de transmisión
ejemplos: la mayor parte de los países europeos
recomendable cuando las características de la red no
 exigen mayor sofisticación (redes bien malladas sin
 refuerzos importantes pendientes)
las señales económicas correctas de corto plazo se
 consiguen aquí con la gestión de restricciones y
 pérdidas de red, no con la asignación de los costes
 hundidos de red                                   73
Detalle
ENFOQUE #2:   Cargo de “conexión profunda”

tratar de evaluar el coste extra de inversión que
 cada usuario de la red impone a la red existente,
 más allá de los costes estrictos de las instalaciones
 necesarias para su conexión (cargo de “conexión
 superficial”)
e.g. el método ICRP (investment cost related pricing)
 utilizado en Colombia e Inglaterra y Gales
sin embargo
   todos los métodos concretos de evaluación propuestos
    hasta ahora son cuestionables y los resultados
    dependen excesivamente de los supuestos realizados
   tampoco se consigue recuperar el 100%de los costes 74
Detalle
ENFOQUE #3:   Uso de la red

tratar de calcular el flujo que cada usuario ocasiona
 (marginalmente o como media) en cada instalación de
 transmisión y asignar su coste prorrata a cada usuario
el método de las “áreas de influencia” de Chile o
 Argentina, o las “participaciones medias” en Nueva
 Zelanda o Australia son ejemplos; MWxkm puede
 incluirse aquí
sin embargo
   no hay un método de evaluación incuestionable y los
    resultados dependen del método utilizado
   fundamento económico débil (aunque parece tener
    mucho sentido ingenieril para algunos y es una
    aproximación al beneficio)                     75
Detalle
ENFOQUE #4:     Asignación a beneficiarios

intentar evaluar el beneficio económico que cada
  agente obtiene de la existencia de cada instalación de
  red y asignar el coste de esta instalación a prorrata a
  los agentes
cuando una instalación está económicamente
  justificada los beneficios agregados exceden su costo
   se minimiza la distorsión de las decisiones de
  largo plazo de los usuarios y promueve la creación de
  coaliciones de usuarios para construir líneas
ha inspirado los enfoques de Argentina y California
 fuerte base económica, sin embargo en general la
  evaluación de los beneficios es una tarea difícil   76
 (nota aclaratoria)
 La noción de beneficio

Beneficio: “el impacto o incremento económico
 que para un usuario de la red viene asociado a
 la existencia de una instalación (o conjunto de
 instalaciones) de red”
   no confundir el beneficio absoluto de un agente con
    el beneficio proporcionado por la red
   en general, pero no siempre, los beneficios son
    tanto de los generadores como de los consumidores
   beneficio es difícil de estimar: el uso eléctrico puede
    utilizarse como una aproximación razonable; usar al
    menos el beneficio como una guía conceptual          77
Guión

Fundamentos
   Precios nodales
   Caracterización regulatoria de la transmisión
Los grandes temas regulatorios
   Inversión
   Acceso
   Precios
Mercados de ámbito regional
                                                    78
Los casos mono y multisistema

Ya conocemos el “paradigma monosistema” en
 la regulación del transporte
   inversiones, acceso y precios
¿Qué cambia en el caso multisistema?
   Múltiples áreas de control y operadores del sistema
   Fronteras políticas y regulaciones distintas
La eficiencia económica requiere extender el
 “paradigma monosistema” al caso multisistema
 lo más posible
                                                    79
Abandonar este modelo
      mental ...
… y adoptar el paradigma
     mono-sistema
El caso multisistema
REQUISITOS (1)
Se necesita también una metodología completa
   PRECIOS
     recuperación completa de costes
     señales económicas eficientes
   ACCESO
     mecanismos de asignación de capacidad limitada de red
      (en su caso)
     evitar ejercicio de poder de mercado
   INVERSIONES
     promover inversiones “óptimas”

                                                          82
El caso multisistema
REQUISITOS (2)
Evitar barreras no justificadas para el mercado
     “pancaking” (apilado de tarifas)
     complejidad
     falta de transparencia (opacidad/confidencialidad)
     incertidumbre (riesgo regulatorio)
Armonización (evitar distorsiones económicas)
Otros costes regulados (no de red)
   evitar tratamiento discriminatorio de las transacciones a
    través de las fronteras

                                                           83
El caso multisistema
REQUISITOS (3)

Compatibilidad (reglas de acceso) con mercados
  organizados
Compatibilidad con las prácticas de seguridad y
  operación bien establecidas
   áreas de control
Operadores de Sistemas sean independientes y/o haya
  Operador Regional
Implantación gradual (en su caso)
                                                 84
¿Cómo debe ser un sistema
aceptable de peajes?
El   enfoque         aparentemente           “obvio”   es
 incorrecto:
   “Tratar cada transacción transfronteriza (CBT) como a
    una demanda o como a un generador locales situados
    en la frontera correspondiente”  esto conduce al
    apilamiento de tarifas (“tariff pancaking”)
     Ineficiente económicamente
     Es un obstáculo para el comercio internacional

   Revisar los fundamentos
                                                        85
  Ejemplo: PANCAKING (1)

1000 MW                                                1000 MW
                        SISTEMA A
              ~
                                          ~
  ~                     G = 9000 MW

                  ~     L = 9000 MW            ~
           COSTE TOTAL DE TRANSPORTE CTTA

                                2 x 1000
      Peaje de tránsito =                     CTTA = 0,1 CTTA
                          2 x 1000 + 2 x 9000
                                                                86
  Ejemplo: PANCAKING (2)

1000 MW                                                    1000 MW
              SISTEMA A1                SISTEMA A2

                        1000 MW 1000 MW
   ~          G = 4500 MW            G = 4500 MW
              L = 4500 MW            L = 4500 MW
                    CTTA1                   CTTA2

                                 2 x 1000
  Peaje de tránsito = 2 x                       x 0,5 CTTA = 0,182 CTTA
                            2 x 1000 + 2 x 4500
                                                                     87
La lógica correcta de “sistema único”
Precios

 A falta de un sistema común de tarificación regional de
  transporte, cada usuario de la red deberá pagar la tarifa
  de acceso (generación o carga) de su sistema nacional
 La tarifa proporciona acceso a la red regional
 La tarifa no deberá depender de las transacciones
  comerciales entre los agentes
 Resulta deseable la armonización de las tarifas de los
  sistemas     nacionales    para    prevenir    distorsiones
  económicas
 Se pueden establecer compensaciones entre sistemas,
  reproduciendo la filosofía monosistema de cargo por uso   88
 La lógica correcta de “sistema único”
 Acceso
Se pueden aplicar precios nodales (con despacho a
 nivel multisistema generación /red) o bien tratamiento
 por separado de
   los costes de red
   la gestión de pérdidas y restricciones (aunque los
    ingresos deben aplicarse para reducir los costes de red y
    con      particular   atención     a      interconectores
    sistemáticamente congestionados)
Por razones de seguridad, cuando hay varias áreas de
 control se pueden usar mecanismos basados en
 transacciones para la gestión de restricciones
                                                         89
  La lógica correcta de “sistema único”
  Inversión

Deseable una coordinación regional (al menos
 bilateral o multilateral, según el caso) para facilitar el
 llevar a cabo los refuerzos necesarios (si no se hacen
 por otros medios) y asignar su costo. En todo caso
    Se precisan incentivos a la inversión (o ausencia de
     elementos disuasorios)  los costes de cualquier
     refuerzo necesario deben compartirlos sus beneficiarios,
     en cualquier sistema donde se encuentren
    Puede considerarse el uso de la red como variable
     sustitutiva del beneficio económico
                                                          90
¿”Transaction-based” o no?
  PEAJES, PÉRDIDAS
  El patrón de flujos que corresponde al despacho
   más eficiente de generación y consumo no
   depende de las transacciones comerciales
  CONGESTIONES
  Parece razonable (pero no es lo estrictamente
   correcto) basar el grueso de los mecanismos de
   gestión de congestiones sistemáticas en las
   transacciones transfronterizas

                                                91
Cargos regulatorios en las tarifas de acceso


Cargos regulatorios, tales como
    costes de transición a la competencia (“stranded costs”)
    obligaciones de servicio público
  no deben aplicarse de forma que
    puedan constituir barreras al comercio internacional de
     electricidad
    puedan discriminar entre transacciones nacionales e
     internacionales
por ejemplo, una solución es
   incluir estos cargos como una componente explícita de
    las tarifas de acceso para todos los consumidores
    internos, con independencia de sus transacciones  92
   FINAL
    DE LA
PRESENTACIÓN
       Anexo 1
The potential role of
incentive regulation



                        94
Can pricing / remuneration provide right
incentives for network investment?

Network users may receive signals that make them to
 act so that the operation of the system is efficient
   losses
   congestions
Network users may receive siting signals
 commensurate with the incurred transmission costs
   for siting new generators & loads / retiring existing ones
   to promote new investments
System Operators, transmission network planners &
 potential network investors may receive “adequate”
 signals so that optimal network investment “happens”
 or appropriate regulation makes it “happen”        95
Can pricing / remuneration provide right
incentives for network investment?

Who are the network investors / planners? It
 depends on the specific regulation, at national & EU
 levels
   System Operators, with some degree of regulatory
    supervision, either national or EU
   Coalitions of network users, subject to regulatory approval
   Merchant investors, subject to regulatory authorization
The regulatory treatment of the remuneration of a
 new line & the pricing & access schemes depend on
 the adopted approach
                                                              96
Can pricing / remuneration provide right
incentives for network investment?

What is the adequate remuneration of a regulated
 network monopoly?
The answer depends on who is really responsible for
 the development of the network
   If the transmission firm is “active”, then the remuneration
    must refer to an efficient & well adapted network & economic
    incentives should depend on the actual contribution to quality
    of supply
   If the transmission firm is “passive”, then the remuneration
    must refer to the actual network & incentives must just
    depend on the availability of the network equipment
                                                               97
Can pricing / remuneration provide right
incentives for network investment?

Merchant investors will collect just congestion rents
  (or their expected values, via capacity contracts or firm
  transmission rights of some kind)
    then they cannot be trusted to build all the
     required transmission infrastructure (maybe some, if
     subject to the appropriate access & pricing conditions)
Coalitions of network users may promote, even
 invest at some risk, in specific infrastructures, but
 not in those whose benefit is widely dispersed
  (probably the majority in the EU)
                                                               98
(continuation)
There is a major role for regulated / planned
 investment
   presented by TSOs (individually or jointly) & belonging to a
    systematic plan
   authorized by the involved regulators & some supra-national
    experts group that examines implications at EU level of the
    reinforcements
   included in the inter-TSO payment scheme, so the costs are
    rightly shared among the users
Doors could be open for “investment at risk”
   who can exploit the existing incentives in transmission
    pricing & be subject to some regulatory oversight, such as
    priority rules and open access conditions                99
   Anexo2
Precios nodales

                  100
Precios nodales (1)

 Precios nodales son precios marginales de corto plazo
  que internalizan los efectos de la red (pérdidas y
  congestiones)
   “El precio nodal en un nudo k es el incremento en el coste
   de operación del sistema si la demanda en k aumenta en
                        una unidad”



                                                         101
Precios nodales (2)

 El valor del precio nodal en un nudo k depende de
    las instalaciones disponibles de generación y transmisión
    las condiciones de operación
       nivel de carga en cada nudo
       producciones de los generadores y coste(s) variable(s) de los
        grupos marginales
       pérdidas en la red
       restricciones activas de generación y de red




                                                                  102
Coste marginal de corto plazo
de la potencia activa
                          L    N
               k  g 1     m
                       D       D
                                   k           k

 k nudo en el que se calcula el precio
 g coste marginal de corto plazo de generación
 L pérdidas en la red
 Dk demanda de potencia activa en el nudo k
 N conjunto de restricciones de red
 m precios sombra (variables duales) de restricciones de red
   El valor de k puede obtenerse directamente de los
   modelos de operación del sistema
Ejemplo

  Configuración física
  Datos del sistema
  Casos:
      Caso 1: sin pérdidas
      Caso 2: con pérdidas
      Caso 3: restricción activa de una línea
      Caso 4: con energía no suministrada
Ejemplo
Configuración física
                         ~                       ~

      ~                                                       100 0

                   240                      40                      ~
  
      1.00                                                          

                                                               15
             160                                           
                                                     240


                   ~                   
                             80
                                                

                       100            100
Ejemplo
Datos del sistema
           Hydro
         generation               Thermal generation                                         Load
   Bus      (MW)           Unit 1               Unit 2                Unit 3        Demand     Unserved
                      (MW)      (Cost)     (MW)      (Cost)    (MW)        (Cost)     (MW)        (Cost)
   1        300         75         65       125        70       100          75         1          1500
   2         -         100         59       50         67        50          74        240         1500
   3        160        100         61       50         76        50          80         40         1500
   4         -                                                                         160         1500
   5         -                                                                         240         1500
   6        150                                                                         80         1500
   7         -                                                                         100         1500
   8        100                                                                         15         1500
   9         -                                                                         100         1500



                               LINE           Reactance       Resistance     Capacity
                                                                              Limit
                        From          To         (P.U.)         (P.U.)        (MW)
                          1            2         0.0029         0.0007         500
                          1            4         0.0020         0.0005         500
   ALL COSTS              2            3         0.0017         0.0004         500
                          2            4          0.004          0.001         500
   IN $/MWh               2            5          0.002         0.0005         500
                          2            6          0.004          0.001         500
                          3            5          0.001         0.0002         500
                          3            8          0.004          0.001         500
                          4            6          0.006         0.0015         500
                          5            6          0.002         0.0005         500
                          5            8          0.004          0.001         500
                          6            7          0.006         0.0015         500
                          6            9          0.002         0.0005         500                         106
                          7            9          0.002         0.0005         500
Ejemplo
Caso 1: Sin pérdidas
                                      100.00               260.00

                                        ~                      ~
                     316.00
 Generador
 marginal            ~                                                 65.00
                                                   
                                               65.00
                                                                           ~           100.00

             65.00
                                                                               
                              65.00                                             65.00
                                                                    
                                                                    65.00

                     200.00    ~               
                                                   65.00

                                                        
                          65.00                        65.00
                                                                                                 107
Ejemplo
Caso 2: Con pérdidas
                                       100.0               260.00

                                         ~                     ~
                      316.6
  Generador
  marginal            ~                                                65.09
                                                   
                                               65.12
                                                                           ~           100.00

              65.00
                                                                               
                               65.12                                            65.06
                                                                    
                                                                    65.14

                      200.00    ~              
                                                   65.16

                                                        
                           65.27                       65.25                                     108
Ejemplo
Caso 3: Congestión en una línea (3-5)
                                   100.00               224.15           Generador
                                                                         marginal
   Generador                         ~                      ~
                  352.51
   marginal                                                         61.00
                  ~                             
                                            64.85
                                                                         ~          100.00

          65.00
                                                                            
                           65.33                                             64.48
                                                                 
                                                                 68.06

                  300.00    ~               
                                                66.72
                                                                     L3-5: 160 MW (ahora)
                                                                           174 MW (antes)
                                                     
                       66.83                        66.80                                     109
Ejemplo
Caso 4: Con energía no servida
                                  200.00             360.00

                                    ~                  ~
                600.00

               ~                                                 1483.91
                                               
                                           1484.33
                                                                       ~    100.00

          1479.59
                                                                       
                        1483.51                                         1483.74
                                                              
                                                              1485.91

               200.00    ~                 
                                               1489.35

                                                    
                    1500.00                        1495.37
      POTENCIA NO SUMINISTRADA                                                        110
                20.53
Cómo se calculan los precios nodales?

 Formulación con balances explícitos de generación y demanda en cada
  nudo                                  Minimizar costes
             min Z
                                1
                   ik  g k  2  Lik d k   1k balance generación-demanda
                   i                i

                   ik 
                            1
                                k  i      2ik definición flujo en cada línea
                           Yik
                   Lik  L ik               3ik definición de pérdidas

                   gg                         4k límite de capacidad de generación

                                            5ik límite de capacidad de cada línea


         ik: flujo de potencia activa en línea ik
         k: ángulo de la tensión en el nudo k
                                                                                        111
Cómo se calculan los precios nodales?

El único elemento de la función Lagrangiana
 relacionado con dk está en la restricción del balance
 de generación-demanda para el nudo k.
Por tanto:                 Z
                       k         1k
                            d k
  El precio nodal del nudo k es el precio sombra (variable dual)
  de la restricción de balance para ese nudo



                                                                   112
Precios nodales (3)
Excedente para la red:
         Excedente   k       dk  gk 
                     k

 o alternativamente

 Excedente   l , out  Pl , out  l , in  Pl , in
                    l
 Precios nodales (4)
Si se aplicasen precios nodales a todos los usuarios de la
 red:
   todos recibirían señales económicas correctas de corto plazo
    que internalizan pérdidas y restricciones de red
   además, bajo condiciones ideales
      divisibilidad perfecta de la capacidad de la red
      ausencia de economías de escala en transmisión
      sin restricciones activas de fiabilidad (u otras) en el diseño de
       la red
      inversiones óptimas de red
    los ingresos resultantes de aplicar precios nodales recuperarían
    exactamente los costes de una red perfectamente adaptada
                                                                 114
Precios nodales (5)
La condición de optimalidad (“adaptación perfecta”) de
 la red es imposible en la práctica
   Las alternativas de inversión son discretas
   Hay fuertes economías de escala
   Expansión de red sujeta a restricciones de fiabilidad no
    económicas
   Otras restricciones: financieras, medioambientales
   “Errores” de planificación
  aunque siempre se trata de conseguir la red óptima,
  sujeta a las restricciones citadas
Precios nodales (6)

En sistemas eléctricos reales
   La aplicación de precios nodales sólo recupera una pequeña
    fracción de los costes de red (un 15% a 25% típicamente)
Razones, -infundadas o no-, que a veces desaconsejan
 el uso de precios nodales
   percepción de que son volátiles o complejos de calcular
   percepción de que las diferencias entre precios nodales en
    redes bien desarrolladas son irrelevantes
   inconsistencia con tarifas uniformes (en su caso)
   existencia de métodos alternativos para aplicar señales
    económicas eficientes de corto plazo
                                                          116
        Caso ejemplo
        Configuración física y datos para una red
                      ~    perfectamente adaptada
                                  100 MW           3x50xT1

        5
                                                             1
                                           80 MW
                    240 MW



                                                                         Number of   Revenues      Investment     Recovery
                          40 MW
                                                                         new lines   (million $)    (million $)     (%)
                                                                 L 2-6     1.23        7.42            7.42         100
        3                                                        L 4-6     1.47        8.85            8.85         100
             ~           ~                                       L 5-6     1.36        16.41          16.41         100
78 MW




                                                     80 MW




            3x100       1x60
             xT2        xT1

                                               2


                                      240 MW
 6                                                               4

        ~           ~                 100 MW

        2x150    2x150
         xT2      xT1
Caso ejemplo

Restricción de seguridad:
         flujo 85% capacidad de cada línea


         Line    # Lines   Investment     Revenues      Recovery
                            (million $)   (million $)     (%)
         L 2-6    1.62         9.74          9.74         100
         L 4-6    1.73        10.41         10.41         100
         L 5-6    1.82        21.86         21.86         100
Caso ejemplo

Restricción de fiabilidad:
          energía no suministrada  10 MW

                Short Rev.    Long Rev.     # of lines   Investment
                (million $)   (million $)                 (million $)
        L 2-6      0.59          2.04         0.34           2.04
        L 4-6      1.22         16.48         2.74          16.44
        L 5-6      1.18         10.61         0.87          10.61
Caso ejemplo

Variables de inversión discretas

         Line      # Lines      Investment     Revenues      Recovery
                      (*)        (million $)   (million $)     (%)
         L 2-6         2             12           0.48         3.98
         L 4-6         2             12           0.24         2.04
         L 5-6         2             24           9.75        81.25
        (*) Optimal discrete solution
Caso ejemplo

Economías de escala
 (sólo se deja expandir un corredor)
                                 90
                                                                   Type 1
          Cost (thousand $/km)




                                 80
                                 70                           1
                                 60                  2                  Type 2
                                 50
                                 40
                                 30                                4
                                 20                       3
                                 10
                                  0
                                      0   100       200           300       400
                                                Capacity (MW)


        (Impedancia línea tipo 1 = 2 x Impedancia línea tipo 2)
Caso ejemplo

Economías de escala

   Investment &   # Lines   Investment     Revenues      Recovery   Capacity
   line type                 (million $)   (million $)     (%)       (MW)
   Type 1
   Continuous      2.37        2.85           2.85        100.00      237
   Discrete         2          2.40           3.23        134.58      200
   Type 2
   Continuous      0.72        1.72           1.72        100.00      216
   Discrete         1          2.40           1.29        53.85       300
UNIDAD REGULADORA DE SERVICIOS DE ENERGÍA Y AGUA
ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
Seminario sobre mercados regionales:
Tratamiento regulatorio de los intercambios y
de las interconexiones internacionales
Montevideo, 10 y 11 de mayo 2004

Módulo 4
El Mercado Interior de Electricidad
de la Unión Europea (MIE)

José Ignacio Pérez-Arriaga
Instituto de Investigación Tecnológica, IIT
Universidad Pontificia Comillas, Madrid
                                                   123
El problema a resolver en el
ámbito regional
Productores y consumidores del Mercado
 Interno de Electricidad (MIE) de la Unión
 Europea tienen derecho a comprarse y
 venderse electricidad libremente, pero ...
     ¿qué se debe cobrar por el uso de la red?
     ¿quién paga las pérdidas?
     ¿qué pasa si se congestiona la red?
     ¿quién se puede conectar a la red?
     ¿quién refuerza la red cuando se necesite?
                                                   124
Principales dificultades

Técnicas
     La complejidad de la red conjunta y su operación
     Falta de armonización de cargos por uso de la red
     Gestión de las limitaciones impuestas por la red
     Necesidad de desarrollar la infraestructura de red
Institucionales
   Necesidad de un marco jurídico de armonización
    regulatoria

                                                      125
Véase la complejidad de una red
nacional ...




                                  126
... o esta otra ...




                      127
... y el patrón de flujo de una simple
transacción ...

                            NL          D1 0 0
                                 22
                       B
                  22
                                 L
                                                 18
                            14         46
                                                       9   A
                 F                CH
                            7          53
                                            100                9

                       29
                                                                   YU
                                                 100

                                                       I
       P    E
                                                                        GR




 ... aunque, ¿dependen los patrones de
flujo de las transacciones comerciales?
                                     128
     ... y el número y diversidad de las
    transacciones posibles ...
Situation 1998
in TWh

Source: UCTE




                             0.8



            3.9


    3.7                                0.2
            0.7
     0.01




                                             129
... en presencia de límites de capacidad
               de la red ...

                                                      N       S          FI
 IRL                 UK

                                                      DK
                                  NL                                          1 650
       2 000                                  3 200
                              B           L
                                                      D


                          F
                                              CH          A       500
               900                3 800
                                                                    SI

                                                      I
          E                                                                           GR
  P



                                                                                           130
... que dan lugar a distintos niveles de
“insularidad eléctrica” ...

       Máxima capacidad nacional de intercambio /
             / Punta de demanda nacional
 140
 120
 100
  80
  60
  40
  20
  0
                          Ho




                                           Bé

                                                       Ale

                                                                Po

                                                                         Fra

                                                                                 Ita

                                                                                        Es

                                                                                        Re
         Su

                Au




                                  Gr




                                                                                          pa
                                                                                  lia
                                    ec




                                                                  rtu
                             la




                                              lgi




                                                                                           ino
          iza

                  str




                                                           m




                                                                          nc
                             nd




                                                                                             ña
                                      ia

                                                  ca

                                                          an
                     ia




                                                                    ga

                                                                            ia




                                                                                               Un
                              a




                                                               ia

                                                                    l




                                                                                                  ido
                                                                                                        131
... y a regiones débilmente conectadas
                entre sí …
                                                                   3.4%



          3.5%




                                                                  11.0%
   2.8%




          Ratios between interconnection capacity and peak load
                        Sources: DGTREN, ETSO, Nordel y REE               132
... pues las redes se desarrollaron con
“mentalidad nacional” prioritariamente …

 Previamente a los procesos de liberalización y al
  planteamiento de mercados regionales, los
  intercambios de electricidad entre países eran
  generalmente de escasa relevancia, sobre todo
    Por motivos de seguridad y asistencia mutua en
     emergencias
    Para permitir ahorros ocasionales entre compañías
     verticalmente integradas de países vecinos (contiguos,
     normalmente)
 Las redes de transmisión fueron desarrolladas para
  el transporte de electricidad dentro del territorio
  nacional                                            133
                                                                                       Sys




                                                                                                        (ad
                                            cos




                                                                                       cos




                                                                                                        cos
                                                                Op
                                                                ma




                                                                                                                                                                   ma
                                                                                                        Ov




                                                                                                                                                      An
                                            Inf




                                                                                                                                                                   Co
                                                                                                                            Lo




                                                                                                                                                                                    Ot
                                                                                                                                                                                    Sp
    ... y además los componentes del costo de las tarifas de
                       Austria                                                                                                                   
                       Belgium

transmisión varían mucho entre unos países europeos y otros...
                       Germany                                                                                                                                
                       Denmark                                                                                                                                




                                                        maintenance costs


                                                                             System Operation




                                                                                                                                 Ancillary services
                       E& W                                                   BSUoS1                                BSUoS BSUoS BSUoS




                                                                                                (administrative)
                                                        Operation and
                                       Infrastructure




                                                                                                                                                      management
                       France                                                                                                                                 




                                                                                                                                                                     Other costs.
                                                                                                                                                                                    2




                                                                                                                                                      Congestion
                                                                                                Overhead
                       Finland                                                                                                                                




                                                                                                                                                                     Specify
                                                                                                                   Losses
                                       costs




                                                                             costs




                                                                                                costs
                       Italy                                                                                            3                                                    4
                      Ireland
                      Austria                                                                                                                           
                      Norway
                      Belgium                                                                                                                                 
                      Netherlands
                      Germany                                                                                                                                         5
                      Portugal
                      Denmark                                                                                                                                            
                      E& W
                      Spain                                             BSUoS1                           BSUoS BSUoS BSUoS                                                   6
                      Sweden
                      France                                                                                                                            2
                      Finland                                                                                                                        
                      Italy                                                                                    3                                                 4
                      Ireland                                                                                                                        
                      Norway                                                                                                                         
                      Netherlands                                                                                                                                5
                      Portugal                                                                                                                                      
                      Spain                                                                                                                                         6
                      Sweden                                                                                                                         

                1 BSUOS refers to the balance Services Use of System charge. This is an addition to the TNUOS charges
                levied.
                2   Fraction of connection costs left to the System Operator
                3It is included in the tariff. However, in the data given by Italian Regulator, this cost was not included.
                Therefore, this cost has been estimated in the analyses made in chapter 4.
                4   Different regulatory charges
                5   Stranded costs of generation
                6 Cost of diversification and security of supply, different permanent costs, and the renewable energy                                                                    134
                premium costs. For more information, see appendix 3
                1   BSUOS refers to the balance Services Use of System charge. This is an addition to the TNUOS charges
              Denmark (East)                                                      8.12             10.28            9.70

... así como los valores numéricos de las tarifas,
              Denmark (East, Without regulatory charges)
              Denmark (West)
                                                                                  4.37
                                                                                  8.60
                                                                                                        6.53
                                                                                                        8.95
                                                                                                                    5.94
                                                                                                                    8.88
              Denmark (West, Without regulatory                                   4.84                  5.20        5.12
         sin una explicación convincente ...
              charges)
              England & Wales                                                     4.96                  8.09        8.75
                                                                            Case A        Case B         Case C
              Finland                                                             3.01                  3.72        3.60
                                                                            8760 h    4200 h              3760 h
              France                                                             5.85 Tariff
                                                                            Tariff                        Tariff
                                                                                                        8.32        8.87
                          1
                                                                           (€/MWh)   (€/MWh)             (€/MWh)
              Germany Austria                                                 6.11
                                                                                  5.88      7.13
                                                                                                        7.80
                                                                                                           7.34
                                                                                                                    8.26
                      (Without
              Germany Belgium regulatory charges)                             5.703.28      8.84        5.20
                                                                                                           9.54     5.66
                          Denmark (East)                                      8.12         10.28           9.70
              Greece                                                                                         
                          Denmark (East, Without regulatory charges)          4.37          6.53           5.94
              Ireland     Denmark (West)                                      8.605.18      8.95        6.63
                                                                                                           8.88     6.94
              Italy       Denmark (West, Without regulatory                   4.849.80      5.20   13.86
                                                                                                       5.12        14.61
                          charges)
              Italy (Without regulatory charges)
                         England & Wales                                      4.965.63      8.09        7.82
                                                                                                           8.75     8.18
              Luxembourg
                     Finland                                                   
                                                                              3.01          3.72   3.60         
                          France                                              5.85          8.32           8.87
              Netherlands                1
                                                                                  5.75                  6.42        6.99
                          Germany                                             5.88          7.80           8.26
                       Germany (Without regulatory charges)
              Netherlands (Without regulatorycharges)                         3.283.55      5.20        4.22
                                                                                                           5.66     4.79
              Norway      Greece                                            2.30                    
                                                                                                        4.38        4.82
                         2 Ireland                                            5.18          6.63           6.94
              Portugal                                                            5.51                  7.98        8.50
                          Italy                                               9.80         13.86          14.61
              Spain       Italy (Without regulatory charges)                  5.639.08      7.82   12.90
                                                                                                       8.18        13.62
                        Luxembourg
              Spain (after application of publicly available                7.32                
                                                                                                   10.36           10.93
                                                          3
              coefficients to remove regulatory charges )
                        Netherlands                                           5.75          6.42           6.99
                          Netherlands (Without regulatory charges)            3.55          4.22           4.79
              Sweden      Norway                                              2.301.99      4.38        2.97
                                                                                                           4.82     3.09
                                     2
                          Portugal                                            5.51          7.98           8.50
              Switzerland                                                                                    -
                          Spain                                               9.08         12.90          13.62
                          Spain (after application of publicly available      7.32         10.36          10.93
                                                                      3
                          coefficients to remove regulatory charges )

                          Sweden                                              1.99          2.97           3.09
                          Switzerland                                                                -


      1 The values of transmission tariffs in Germany show a large variation among the different TSOs, ranging
      from 3.1 to 9.5 €/MWh. Representative intermediate values have been selected here.
      2 Surplus costs arisen by renewables and cogenerators, which amount to approximately 0.3 €/MWh are
      included    1 The values of transmission tariffs in Germany show a large variation among the different TSOs, ranging

                   from 3.1 to 9.5 €/MWh. Representative intermediate values have been selected here.
      3          2 Surplus costs coefficients are only used for economic settlement purposes
       These administrative arisen by renewables and cogenerators, which amount to approximately 0.3 €/MWh and they grossly
                                                                                                           are
      underestimate the regulatory component in the network access charges. See the discussion on the
                 included
      Spanish case in this section and the detailed information that settlement purposes and they grossly
                 3 These administrative coefficients are only used for economic is provided in appendix 3.
                                                                                                                              135
                   underestimate the regulatory component in the network access charges. See the discussion on the
                   Spanish case in this section and the detailed information that is provided in appendix 3.
                                                   Percentage
               Au




                                 10%
                                                                                       100%




                                       20%
                                             30%
                                                   40%
                                                               60%
                                                                           80%
                                                                                 90%




                            0%
                                                         50%
                                                                     70%
                   st
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                    an
             G y
                re
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              Ire e
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                     ga
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                Sp
           Sw ain
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136
                                                                                                                ... y también la desagregación en cargos
Comercio de electricidad transfronterizo
Objectivos y retos

El objetivo
   Un mercado regional en el que la electricidad se
    suministre al mínimo costo que es compatible con
    una calidad satisfactoria de servicio y con la
    sostenibilidad medioambiental
El reto
   Cómo implantar esto, partiendo de la situación
    presente con sus limitaciones


                                                     137
MIE, La concepción del mercado

Motor: la eligibilidad de los consumidores y la
 libertad de instalación de los generadores, que en
 teoría pueden contratar libremente entre sí
Instrumento: el acceso abierto a la red, cuya
 normativa común se va perfeccionando
Creación espontánea de múltiples mercados
 organizados, cada uno con su esquema de precios;
 no hay un esquema regional único de precios
No hay regulador ni operador de ámbito regional,
 pero sí normativa común de mínimos (aún en
  desarrollo, pero ya se aplica)
                                                      138
Guión

Fundamentos de un enfoque correcto
   (ya se ha visto en el módulo 2 anterior)
Aspectos institucionales
El estado actual del debate
Una solución plausible (y cada vez más posible)
    Tarificación transfronteriza y armonización de los
     cargos de transmisión
    Gestión de restricciones de red
    Adecuación de las infraestructuras de red
                                                      139
El marco institucional de la UE

Amplio: Parlamento, Consejo, Comisión
   Capacidad de establecer normas UE (es una tarea compleja)
Sectorial: Dirección General de Energía y Transporte
 (DG TREN) de la Comisión Europea
Instituciones
   Consejo de Reguladores Europeos de la Energía, CEER ERGEG
   Asociación de Operadores del Sistema Europeos, ETSO
   Otros: Operadores de Mercado, Consumidores, Comercializadores, Empresas
    eléctricas (Eurelectric)
   El Foro de Regulación de Florencia les reúne a todos
                                                                    140
El desarrollo regulatorio UE

Directivas sobre el Mercado Interior de Electricidad
   Directiva de transparencia de precios (1990)
   Directiva de tránsito (1990)
   Directiva sobre normas comunes para el MIE (1996)
   Libro Verde (2001) y propuesta reciente de Directiva sobre
    seguridad de suministro
   Nueva Directiva y Reglamento para completar los mercados
    de gas y electricidad, entran en vigor en Julio-04
Normativa técnica
   Desarrollada por UCPTE (ahora UCTE) y aplicada durante
    muchos años en un entorno tradicional de intercambios 
    está siendo adaptada al nuevo entorno                 141
La Directiva inicial               (aún vigente)
(Directiva 96/92/CE de 19-12-96 sobre normas comunes para el
Mercado Interior de Electricidad)


 Directiva sólo establece requisitos mínimos
     De acceso a la red, de separación de actividades, de
      instalación de nueva generación, de elegibilidad de los
      consumidores
 Directiva no establece criterios de implantación
     De armonización de tarifas de transporte, de peajes
      transfronterizos, de tratamiento de los tránsitos, de
      resolución de congestiones en la red, de tratamiento de los
      contratos vigentes, de refuerzo de las interconexiones,
  actualmente no se aprovechan suficientemente las
   posibilidades del tránsito transfronterizo
     La nueva Directiva y Reglamento son más concretas en la
      regulación de la transmisión                          142
El proceso institucional para diseñar la
regulación del MIE

 Ambigüedad de la Directiva UE 1996 sobre normas
  comunes del Mercado Interior de Electricidad
 Inexistencia de regulador regional
 El proceso de Florencia
    La creación de ETSO
    La creación del CEER
    Un mecanismo transitorio de “cross-border tarification”
     desde Marzo-02
    Actualización de la Directiva y un Reglamento entran en
     vigor en Julio-04
                                                               143
El modelo Europeo
Regulación por cooperación




                                                CEER
                COMISIÓN
                EUROPEA           AUTORIDADES REGULATORIAS
                                         NACIONALES              
CONSUMIDORES




               INDUSTRIA         OPERADORES            TRADERS
                                 DEL SISTEMA




Fuente: Jorge Vasconcelos, Presidente de CEER                          144
El proceso de Florencia (1)

“European Electricity Regulation Forum”
Comenzó en 1998 por iniciativa de la Comisión UE y de
 un pequeño grupo de reguladores
Dos reuniones anuales en el European University
 Institute en Fiesole (Florence), y desde 2003 en Roma
Inicialmente asistían Reguladores, Estados Miembros y
 la Comisión UE (Direcciones Generales de Energía y
 Competencia)
Ahora asisten también representantes de Operadores
 del Sistema y del Mercado, grandes consumidores,
 comercializadores, etc.)                           145
El proceso de Florencia (2)

No tiene status legal ni poder ejecutivo alguno. Trata
 de obtener acuerdos voluntarios entre los participantes
 y que estos implanten los acuerdos
El Foro comenzó dirigiendo su atención a dos temas
 críticos para el comercio transfronterizo en el MIE
   Tarifas transfronterizas de transmisión
   Gestión de restricciones
  ya que la Directiva 96/92/CE de reglas comunes para
  el MIE no cubría estos aspectos. Recientemente ha
  extendido su interés a seguridad de suministro,
  armonización regulatoria y otros temas
                                                    146
Filosofía tras el enfoque del Foro
de Florencia

 Facilitar comercio regional  evitar “pancaking” 
  el paradigma del sistema único
 Metodología
    “non transaction-based” para tarifas de transmisión
     regionales
    “market-based” para congestiones
 Tratar de evitar obstáculos a nuevas inversiones en
  transmisión
 Armonización de tarifas de transmisión
 Simplicidad
                                                     147
Guión

Fundamentos de un enfoque correcto
   (ya se ha visto en el módulo 2 anterior)
Aspectos institucionales
El estado actual del debate
Una solución plausible (y cada vez más posible)
    Tarificación transfronteriza y armonización de los
     cargos de transmisión
    Gestión de restricciones de red
    Adecuación de las infraestructuras de red
                                                      148
Implantación del MIE
Plano-guía para la transmisión
Rasgos básicos del “Standard Market Design”
 del MIE para transmisión
   Separación de señales de corto y largo plazo
    Corto plazo (operación): gestión de restricciones &
     pérdidas, tratamiento separado de los precios de la
     energía
    Largo plazo (instalación): cargos deben recuperar los
     costes de red
   Aplicación del “paradigma monosistema”
    En el diseño de cargos de transporte de largo plazo
    En una propuesta para el tratamiento de las restricciones
                                                             149
Principios y directrices adoptadas

Existen varias líneas de acción
 interrelacionadas en la agenda del Foro de
 Florencia que están encaminadas a facilitar el
 comercio transfronterizo:
   Tarificación transfronteriza organizada como un
    mecanismo de compensaciones entre sistemas
   Gestión de congestiones
   Desarrollo de nuevas interconexiones
   Armonización de los criterios para el cálculo de las
    tarifas nacionales
                                                      150
Estado actual del debate
Aspectos de la transmisión (1)
 Gestión de restricciones
   Un despacho centralizado paneuropeo de la
    generación y la demanda no es posible actualmente
   Existe consenso en buscar un procedimiento
    coordinado y basado en el mercado
   Asuntos abiertos
    Comenzar con mecanismos coordinados a nivel regional
    Nivel de descentralización e institución responsable
    Nivel aceptable de simplificación (zonal vs. nodal)
                                                            151
Estado actual del debate
Aspectos de la transmisión (2)
 Pérdidas en la red
   No se ha propuesto ningún mecanismo a nivel
    europeo que envíe señales de corto plazo de pérdidas
    para optimizar la operación del sistema
   Se ha implantado un mecanismo de compensaciones
    anuales a nivel OS por las pérdidas causadas por el
    uso externo de la red
   No existen planes inmediatos para mejorar la
    situación actual
    Los avances a nivel regional deberían ser más rápidos   152
Estado actual del debate
Aspectos de la transmisión (3)
Asignación de los costes de transmisión
   Acceso a nivel paneuropeo con cargo locales G y L
    Implementado desde Marzo de 2001
   Compensaciones entre sistemas por el uso externo
    de las redes
    Mecanismo temporal. Todavía existe desacuerdo sobre
     el método más adecuado para medir el uso externo de
     la red, determinar los costes de red y asignar el cargo a
     nivel local

                                                            153
Estado actual del debate
Aspectos de la transmisión (4)
 (continuación)
    Armonización de las tarifas locales G y L
     Falta de armonización en su cuantía y estructura
     Un armonización completa no parece posible
     Los esfuerzos se centran en armonizar G
   Señales de localización adicionales
     Idealmente: tarifas de transmisión paneuropeas
     ES necesaria cierta armonización en primer lugar
     Dudas sobre la magnitud y utilidad de estas señales
      Esperar hasta que se haya conseguido cierta armonización
      y se haya evaluado la necesidad de estas señales    154
Estado actual del debate
Aspectos de la transmisión (5)
Nuevas inversiones de red
   Necesidad de alcanzar un nivel mínimo de
    interconexión
   No existe un esquema de promoción de las nuevas
    inversiones o un test regulatorio claramente definidos
    El papel fundamental correspondería a la inversión
     regulada/planificada que sería propuesta por los OSs,
     autorizada por los reguladores e incluida en el mecanismo
     de compensaciones entre sistemas
    Las “líneas mercantes” se autorizarían una a una, en
     casos excepcionales, y estarían sometidas a control
     regulatorio sobre las reglas de prioridad en su uso y las
     condiciones de acceso libre                               155
Aspectos de estructura y gobierno
La relación Transportista / OS

En el entorno europeo y de acuerdo a la nueva
 Directiva 2003/54/EC se afianza el modelo de
   OS (TSO en terminología europea) independiente de las
    demás actividades eléctricas
   OS también debiera ser independiente de los
    intereses del transportista (hay conflictos de interés)
    pero se impone la solución integrada
   Por ejemplo, en España se ha reavivado el debate
    sobre OS con control público (garantizar la neutralidad
    y el interés público) y separación OS-transporte
                                                        156
Guión
Fundamentos de un enfoque correcto
    (ya se ha visto en el módulo 2 anterior)
Aspectos institucionales
El estado actual del debate
Una solución plausible* (y cada vez más posible)
     Tarificación transfronteriza y armonización de los
      cargos de transmisión
     Gestión de restricciones de red
     Adecuación de las infraestructuras de red
(*) Esta visión refleja únicamente el punto de vista del autor de esta presentación aunque
está basada en las conclusiones a que se ha llegado en el Foro de Florencia            157
Una visión pesimista del futuro: ¿una
Torre de Babel eléctrica?




                                                158
Fuente: Jorge Vasconcelos, Presidente de CEER
Implantación del MIE
Una visión optimista
Ningún esquema de implantación factible puede
 ignorar dos hechos críticos
   El MIE comprende 25+2 países con distintas regulaciones
    y grados de liberalización donde operan varios mercados
    organizados  el proceso de armonización no puede
    ir, a día de hoy, más allá de un determinado punto
   Las leyes físicas de funcionamiento del sistema
los esquemas prácticos que se están proponiendo
 resultado del Foro de Florencia parecen tener en
 cuenta ambos hechos
                                                         159
Parece que se impondrá una implantación más
avanzada por regiones, bajo unas reglas de
mínimos comunes




                                    160
 Tarificación
Transfronteriza

                  161
 Una cuestión previa
 ¿Es preciso enviar señales de localización?

Experiencia en la UE y conclusiones
 provisionales
   Pocos países utilizan tarifas de transporte con
    diferenciación geográfica
   Ningún país usa precios nodales de energía; va
    siendo más común el uso de precios zonales
    (NordPool, Italia, MIBEL)
   Armonización de tarifas: se recomienda cargar la
    mayor parte (>75%) a los consumidores
   Tratar de evitar que cargos a generadores
    distorsionen apreciablemente el mercado de corto
    plazo de energía                                 162
Tarificación Transfronteriza
Una visión plausible (1)

Separación (casi completa) de las señales
 económicas para operación (corto plazo) & para
 recuperación de los costes de red (largo plazo)
   Operación:
     Gestión de congestiones y pérdidas
   Recuperación del coste de red:
     (anual) tarifas de red


                                              163
Tarificación Transfronteriza
Una visión plausible (2)

 “Paradigma monosistema” para la
 remuneración de la red de transmisión 
   Tarifa de acceso local (G, L) que permite
    acceder al total de la red del MIE
    Los cargos son independientes de las
     transacciones comerciales
    Cierta armonización de las tarifas de transmisión
     es necesaria

                                                   164
Tarificación Transfronteriza
Una visión plausible (3)
Compensaciones entre sistemas:
Justificación
   Los países son compensados por los costes que incurren
    como consecuencia de las transacciones transfronterizas:
    pérdidas & y alguna medida de uso de red
   Los países han de pagar por los costes, asociados a las
    transacciones transfronterizas, que causan en otros países
Propósito
   Las compensaciones entre sistemas no tienen ni el objetivo
    ni la capacidad de enviar señales de localización precisas a
    nivel europeo como se podría hacer mediante tarifas de
    transmisión paneuropeas
                                                             165
Tarificación Transfronteriza
Una visión plausible (4)


No crear tarifas regionales sino compensaciones entre
 sistemas
   El balance neto de compensaciones y pagos para cada país se
    utiliza para modificar las tarifas de generación y demanda
    internas del país
   Las tarifas finales de generación y demanda no debieran ser
    dependientes de las transacciones comerciales



                                                            166
Tarificación Transfronteriza
Una visión plausible (5)

Los ingresos procedentes de todos los cargos
 relacionados con la transmisión en un estado miembro
 (o área de control) deben permitir recuperar todos sus
 costes de red
   El operador del sistema no debe recibir ingresos procedentes
    de las compensaciones entre sistemas o las rentas de
    congestión (incentivos perversos)
Todo cargo regulatorio de naturaleza doméstica
 (costes de transición a la competencia) debe ser
 aplicado solo a los usuarios domésticos de la red con
 independencia de las transacciones comerciales
                                                           167
 Compensaciones entre sistemas
 Cálculo

Paso 1. Determinar la compensación debida a cada
 país/OS en función del uso externo de su red y de
 costes estándar de red y energía
Paso 2. Determinar los cargos a que debe hacer
 frente un sistema/OS por su responsabilidad en los
 costes incurridos por otros
Paso 3. Repercutir el neto de compensaciones y
 cargos de un sistema/OS a los usuarios de red internos

                                                      168
Necesidad de utilizar costes estándar

Resulta difícil aceptar compensaciones entre sistemas
 elevadas cuando éstas se han calculado a partir de
 costes de transmisión reconocidos que dan lugar a
 grandes diferencias entre los costes unitarios de
 instalaciones del mismo tipo
Es necesario establecer un coste estándar común para
 cada tipo de instalación con vistas al cálculo de
 compensaciones entre sistemas (ya existe una propuesta
  por parte de la Comisión Europea basada en el coste medio
  incremental de largo plazo, LRAIC)
El coste real de construcción de una nueva línea puede
 ser un valor aceptable si es el resultado de una subasta
 competitiva del proyecto de construcción de la misma169
Dos grandes familias de métodos
en el contexto del MIE de la UE
1 Asignación del coste (estándar) de cada línea a
  agentes individuales  Cuánto debe pagar cada país
  (OS) de cada línea
   Las compensaciones y cargos entre sistemas se obtienen
    agregando los resultados para todas las líneas pertenecientes a
    cada país
   Se puede aplicar distintos algoritmos
2 Cálculo de la diferencia entre los costes de red con y
  sin tránsitos
   También existen varios algoritmos

                                                              170
Métodos (como AP) basados en la asignación
del uso de cada línea

      6%   .           .   10%         15%
            B     20%

            .              .12%       A
      10%
                 C
                . 5%              .   8%        .   8%

                       .   2%
                                       .   4%        D

                                                         171
An example of allocation of the use of a line
           to individual nodes




          THIS IS A SYMBOLIC REPRESENTATION THAT DOES
                                                172
               NOT CORRESPOND TO ANY ACTUAL LINE
   Example: Allocation of the flow of a
     line to the nodes of the system

The line to be considered in the example is the one between the nodes
of LACHMAT and MUENCHWI, in Germany

     Bus Name             Relati ve contri buti on to the line flow
    CHAMOSON                               0.36%
     LEIBSTAD                             32.39%
    DAXLANDE                               1.75%
    LA CHMATT                             50.86%
     MITTELBE                              4.60%
     KK PHILI                              6.11%
    KUEHM OOS                              3.94%
                                                                 173
A sample of results for the UCTE countries in the map,
obtained just for one scenario & with a real network model




                                                        174
       Results of AP for a sample case
    E      P       F      I    CH D       B     NL SLO A             CZ PL BIH HR H                            SK      UA
E   10.43 0.11 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                 0.00    0.00    10.73        0.30
P     0.19 2.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.20        0.19
F     0.16 0.00 29.26 0.40 0.33 0.45 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    30.74        1.48
I     0.00 0.00 0.34 11.29 0.49 0.01 0.00 0.00 0.02 0.05 0.00 0.00 0.00 0.10 0.01                               0.00    0.00    12.31        1.02
CH    0.00 0.00 0.15 0.24 2.60 0.19 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     3.20        0.60
D     0.00 0.00 0.04 0.00 0.22 22.46 0.01 0.30 0.00 0.20 0.08 0.09 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    23.40        0.94
B     0.00 0.00 0.15 0.00 0.00 0.01 2.06 0.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.30        0.24
NL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.23 0.08 1.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     1.89        0.31
SLO 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.22 0.06 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00                                  0.00    0.00     0.31        0.10
A     0.00 0.00 0.00 0.04 0.06 0.16 0.00 0.00 0.03 1.15 0.02 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.01    0.00     1.49        0.35
CZ    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.25 0.00 0.00 0.00 0.07 1.28 0.04 0.00 0.00 0.00                                0.06    0.00     1.71        0.43
PL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07 6.54 0.00 0.00 0.00                                0.04    0.00     6.70        0.16
BIH   0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.21 0.02 0.00                                0.00    0.00     0.23        0.02
HR    0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.01 0.00 0.00 0.08 0.28 0.02                                0.00    0.00     0.47        0.20
H     0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.01 1.00                                0.07    0.02     1.13        0.13
SK    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.03 0.05 0.00 0.00 0.05                                0.95    0.01     1.10        0.15
UA    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.04    0.01     0.08        0.06
    10.78 2.12 30.13 12.02 3.71 23.80 2.28 1.96 0.33 1.58 1.48 6.72 0.29 0.44 1.13                              1.17    0.05
    10.73 2.20 30.74 12.31 3.20 23.40 2.30 1.89 0.31 1.49 1.71 6.70 0.23 0.47 1.13                              1.10    0.08
      0.05 -0.08 are -0.29 0.51 0.40 -0.02 0.07 0.01 number of 0.02 0.06 -0.04 0.01
     All the figures-0.61expressed as a percentage of the total 0.09 -0.22 lines of the UCTE grid               0.07   -0.03
      0.35 0.11 0.87 0.73 1.11 1.34 0.22 0.39 0.11 0.44 0.21 0.18 0.08 0.16 0.13                                0.22    0.03
      0.30 0.19 1.48 1.02 0.60 0.94 0.24 0.31 0.10 0.35 0.43 0.16 0.02 0.20 0.13                                0.15    0.06
                                                                                                                                175
                                                              Study/4.1040/E/41-001/2001 - Second Meeting – Brussels, April 22, 2002 - 175
Métodos basados en la comparación de la
situación con tránsito y la situación sin tránsito
    FLUJOS REALES               FLUJOS FICTICIOS UNA VEZ
                                 ELIMINADO EL TRÁNSITO

                                                               600
                                                     600  200
                        600                                    700
      900                              900
                     200                        0



        400                              400
                  100                                           100
                                                    100  200
                                                                700

              T=min(200,600+100)=200
       (Cada país u OS se trata de un modo independiente)       176
Armonización de las
   tarifas de red

                  177
Armonización de tarifas de transmisión
La situación actual

El importe de las tarifas difiere mucho de unos
 países a otros
   Existen elementos objetivos que justifican que las tarifas
    sean muy distintas en unos y otros países
   Aspectos regulatorios de difícil armonización tienen
    también bastante influencia en el importe de las tarifas
La estructura de las tarifas también varía mucho
 entre países
   Asignación por energía o por capacidad, a los
    consumidores o a los generadores, con diferenciación
    espacial o temporal

                                                                 178
   Importancia de las compensaciones entre sistemas
          respecto a las tarifas de transmisión
(compensaciones fruto de repartir un total de 200M euros proporcionalmente
                  al volumen de tránsitos por cada país)
          (compensaciones brutas antes de deducir los cargos)
                                                           Example B Transmission Tariff         Cost in €/Mwh requested for compensation

      12




      10




       8




       6




       4




       2




       0
                                                                                               nd
                                                            d




                                                                                                                      g



                                                                                                                                 s
                       um




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                                                                              y




                                                                                                           ly




                                                                                                                                                                   en
                                                                                                                                                   al



                                                                                                                                                           in
                                                                                       e
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                                                                                                                                         ay




                                                                                                                                                                               nd
                                                                                                                               nd
                                                                            an




                                                                                                                   ur
                                                         an
                                  ar




                                                                  nc
          tri




                                                                                    ec




                                                                                                       Ita




                                                                                                                                                 ug



                                                                                                                                                        pa
                                             al




                                                                                             la




                                                                                                                                        w




                                                                                                                                                                 ed



                                                                                                                                                                               la
                     gi




                                                                                                                bo
       us




                              m




                                                                                                                              rla
                                                                           m
                                                       nl




                                                                                  re
                                                                   a




                                                                                           Ire
                                            W




                                                                                                                                     or



                                                                                                                                                  t


                                                                                                                                                        S




                                                                                                                                                                            er
                                                                                                                                               or
                  el




                                                                Fr




                                                                                                                                                                 w
                            en




                                                    Fi




                                                                        er
       A




                                                                                                                m
                                                                                  G




                                                                                                                            he



                                                                                                                                     N




                                                                                                                                                                        itz
                 B




                                                                                                                                                                S
                                            d




                                                                                                                                              P
                                                                        G




                                                                                                              xe
                            D


                                         an




                                                                                                                          et




                                                                                                                                                                      w
                                                                                                           Lu




                                                                                                                                                                     S
                                                                                                                     N
                                     nd




                                                                                                                                                                                    179
                                   la
                                ng
                            E
La componente de transporte dentro de la tarifa integral
          (compensaciones fruto de repartir un total de 200M euros
          proporcionalmente al volumen de tránsitos por cada país)
            (compensaciones brutas antes de deducir los cargos)

                    Average electricity prices in €/MWh f or industrial customers bef ore taxes(24 GWh per year)
                    Example B Transmission Tarif f
                    Cost in €/Mw h requested f or compensation

     70


     60


     50


     40


     30


     20


     10


      0
                                  es
                                   m




                                   d
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                                                                                   l
                                   y




                                                              nd




                                                                                  s




                                                                                                                   n
                                                                                 ly


                                                                                  g
                                 ce




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                                                                                                                 en


                                                                                                                 nd
         ria




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                                                                               ay
                                 ar




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                                                                              nd




                                                                                                                 ai
                                                                               ur
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                                                                             Ita
                               al




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                                                            la




                                                                                                               la
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                                                                             w




                                                                                                             Sp


                                                                                                             ed
                             lg




                                                                           bo


                                                                          rl a
                             nl
                           W




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                                                         Ire




                                                                          or
     Au




                          en




                                                                                                            er
                          Fr
                         Be




                          Fi




                          er




                                                                                                         Sw
                                                                        Po
                                                                        m
                         G




                                                                       he
                         d




                                                                                                        i tz
                                                                        N
                        D




                        G
                       an




                                                                     xe


                                                                     et




                                                                                                     Sw
                                                                   Lu


                                                                   N
                     d
                   an
                 gl
               En




                                                                                                                       180
El efecto de la falta de
armonización de las tarifas
El valor medio de la compensación a un sistema en
 2002 (considerando un cargo uniforme a los consumidores) fue de
 0.2 €/MWh (con dos valores extremos de 0.5 & 1.8€/MWh)
En el MIE, las tarifas de transmisión típicas para los
 grandes consumidores se encuentran entre 3.5 & 14
 €/MWh
la armonización de tarifas es prioritaria sobre las
 compensaciones entre sistemas a efectos de señales
 de localización
    Minimizar la distorsión causada por falta de armonización
     y permitir a las señales de localización resultantes del
     mecanismo de compensaciones entre sistemas tener
     alguna relevancia                                        181
Armonización de las tarifas de red
Una visión plausible

El nivel global de las tarifas es muy difícil de armonizar
La armonización de algunos aspectos estructurales
 es aconsejable y no resulta demasiado problemática
    Los cargos a los generadores son los que tienen el mayor
     potencial para enviar señales de localización y también para
     distorsionar el mercado  si no se hace bien, al menos se
     deben minimizar las distorsiones
       Cargar casi todo a los consumidores
       Establecer condiciones de igualdad para los generadores
       Si los cargos a los generadores no son uniformes  usar
        preferentemente cargos por capacidad si el importe de los cargos es
        grande y cargos por energía si es pequeño frente a los costes
        variables de producción
                                                                       182
     Gestión de
restricciones de red

                   183
Restricciones amplias de red
El contexto MIE UE
Esquemas previsibles de regulación
   Énfasis inicial es que las congestiones sistemáticas
    “cross-border” se resuelvan conjuntamente por los
    países involucrados
    Se recomienda usar mecanismos de mercado
    Se recomiendan las subastas explícitas a medio y largo
     plazo
    Tema abierto: Cómo resolver en el corto plazo si no hay
     mercados de energía en todos los países involucrados
   Tema abierto: Se precisa coordinar entre sí las
    soluciones bilaterales o por regiones                 184
Restricciones amplias de red
Ejemplo: en el contexto MIBEL

Una solución regional: El mecanismo de
 “market splitting”
   Llevaría a la existencia intermitente de dos precios
    en el mercado de energía
     Requiere adaptar reglas vigentes del mercado
   Las “zonas eléctricas” posiblemente coincidan mal
    con las “zonas políticas”
     Aparecerán distorsiones o asignaciones poco equitativas
     Se requerirá bastante redespacho, con los costes
      asociados
                                                           185
Restricciones amplias de red
Ejemplo: en la frontera España / Francia

Una solución regional:
   Dejar proponer a los dos TSOs involucrados
    directamente y que reguladores lo aprueben
   Hace tiempo que existe una propuesta de solución
    que mejora apreciablemente la normativa existente
    Se asigna la capacidad por partes en subastas explícitas
     de largo y medio plazo, dejando una parte para el corto
     plazo
    Una última subasta explícita antes del mercado diario
    Casación del mercado diario tipo subasta implícita, no
     discriminatoria para contratos bilaterales físicos y ofertas
     al mercado organizado
                                                              186
  Adecuación de
infraestructuras de
        red

                      187
RATIO ENTRE LA CAPACIDAD COMERCIAL DE
INTERCAMBIO CON OTRAS ÁREAS Y LA DEMANDA DE
PUNTA (%)
                                                         3.4%


           3.5%




                                                        11.0%
    2.8%




                  Fuentes: DGTREN, ETSO, NORDEL y REE
                                                                188
¿Cómo se toman las decisiones de
inversión? El proceso
Identificación de la necesidad
   Todos:TSO; en algún caso además: agentes del mercado,
    reguladores
Planificación
   TSOs; además: regulador en algún caso
Autorización
   Gobiernos, algunos reguladores, algunos conjuntamente; en
    algún caso no se requiere autorización
Decisión sobre quién construye
   Mayoría: TSOs; en algunos subastas; en España Gobierno
    decide si TSO o subasta
                                                          189
¿Cómo se toman las decisiones de
inversión? El “regulatory test”

El criterio predominante en la práctica en la UE
 es el de cumplir criterios de seguridad (hay
 “Grid Codes” obligatorios en algunos casos) y
 eliminar cuellos de botella.
Algunos países incluyen específicamente el
 criterio de eficiencia económica, pero no está
 claro que lo apliquen ni cómo


                                              190
 El debate actual sobre las “cross-
 border investments” (1)

Las nuevas Directiva 2003/54/EC y Regulación
 1228/2003 de la UE
   Contemplan la posibilidad de que interconexiones DC
    (y excepcionalmente alguna AC) no estén sujetas a
    remuneración regulada (i.e. puedan ser “merchant
    lines”) y por tanto se pueda hacer un uso de sus
    rentas de congestión distinto al obligatorio para el
    resto de líneas.
     Sin interferir con el funcionamiento eficiente del mercado
   La autoridad regulatoria fijará las reglas de gestión
    de restricciones (CEER ya se ha manifestado en el sentido
   de igual trato para todas las líneas, excepto si se consideran
   un par (G, L))
                                                               191
 El debate actual sobre los “cross-
 border investments” (2)

La propuesta de nueva Directiva UE sobre
 seguridad de suministro (junio 2003)
   TSOs deben presentar plan de inversiones anual al
    regulador para su aprobación
   Regulador debe asegurar una remuneración
    razonable de las inversiones
   Regulador tendrá medios para garantizar que las
    inversiones se realizan en plazo
   Especial supervisión de la Comisión Europea de los
    “proyectos de interés europeo”                    192
El debate actual sobre los “cross-
border investments” (3)

La posición de CEER y esquemas previsibles de
 regulación
   Coincidencia en que TSOs sean responsables de
    proponer planes de expansión (tal vez no en exclusiva)
   Debate entre partidarios de
     “líneas reguladas” autorizadas por TSOs involucrados y
      bajo remuneración regulada
     “líneas mercantes” que venden sus servicios al mercado
      (podrían coexistir con las anteriores)
     Esquemas avanzados de incentivos (aún por desarrollar; hay
      compromiso de CEER para hacerlo)
                                                            193
 El debate actual sobre los “cross-
 border investments” (4)

La posición de CEER y esquemas previsibles de
 regulación
   Propuesta de TSOs sobre nuevas instalaciones de red
    que consideran justificadas
   Identificación de “new cross-border investments” y de
    los TSOs involucrados  propuesta (posibles discrepancias)
   Posición común de los reguladores sobre remuneración
    regulada (cada regulador autoriza, si es el caso; CEER puede
   mediar en conflictos)
   Reglas de coexistencia con “líneas mercantes”
                                                          194
Conclusiones
La “visión plausible” que se ha presentado se basa
 en las conclusiones a que probablemente se llegue
 en el Foro de Florencia
Parece posible alcanzar un diseño para el MIE que
 cumpla con:
   Las leyes de la física
   Un nivel factible de armonización regulatoria
 y se aproxime a la eficiencia del “caso de referencia”
 ideal
Pero llevará bastante tiempo
   Algunos temas abiertos hacen la vida más interesante
                                                           195
     FIN
    DE LA
PRESENTACIÓN


               196
   Annex 1
THE METHOD OF
   AVERAGE
PARTICIPATIONS
     (AP)
                 197
This is how the “average participations”
algorithm works (I)

                   600
                   600
  900
    900                                      300
                                             300
           300
    300           200
                 200
                                      100
                                    100                                200
                                             200     180
                                            120
   515           15
                 100                                 300
                                45
                               300
         600                                                          300           400
                         30                 600               37.5
                                                              250
                              200                                                  100

                                                                             150
                                                  37.5
                                                   250
                                                              7.5
                                                              100     45
                                                                    800
                                                                           250
                                                                                    500
                                                         30
                                                                400
                                                                                          198
This is how the “average participations”
algorithm works (II)
   30             600
                        30
   900                                  30
                                       300
          300
                200
                                                      20
                               100                           200
                                                                         16
                                        50
                                       200
                100                           300
                             300
        600                          150                    300               400
                                                    250                  4
                                      600
                        200                                               100

                                                                   150
                                            250
                                            200     100
                                                                          204
                                                          800
                                                             200
                                                              250
                                                                           500

                                              400
                                                      400
                                                                                    199
Flow pattern that feeds a load node
  30
           30

                      30
                                 20
                                            16
                  50

                150
                                             4

                       200
                                             204
                                      200
                           400
                                                   200
Flow pattern fed by a generation node

                    600
      900
                                      300
        300   200              100

                                     120      180
       515     15
                          45

                     30                         37.5


                                       37.5         7.5   45


                                              30

                                                               201
Sample case example
UCTE, winter 2001

Main characteristics:

Winter peak load scenario, with 3655 lines, 3383
 nodes & 17 countries

Total amount of power generated: 244.0 GW

Total amount of power consumed: 240.86 GW

Total amount of losses in the system: 3.14 GW
                                                    202
   Sample case example
   UCTE, winter 2001
Country   Name          Demand     Generation    #D    #G Exports Imports   Net E-I ETSO-T
E         Spain           29,090       28,289    197   103    554   1,851    -1,298        554
P         Portugal         6,364         6,891    35    20    755     361       395        361
F         France          64,804       74,126    677   184  8,487     193     8,293        193
I         Italy           31,480       26,508    217   112      0   5,321    -5,321          0
CH        Switzerland      5,720         5,877    53    37  2,686   2,604        82      2,604
D         Germany         50,150       49,649    367    93  3,887   5,042    -1,155      3,887
B         Belgium          7,170         6,405    31    12  1,053   1,752      -699      1,053
NL        Netherlands     10,651         7,134    34    14    325   3,923    -3,597        325
SLO       Slovenia           820           929     4     3    814     764        50        764
A         Austria          2,814         3,905    20    20  1,961     577     1,385        577
CZ        Czech Rep.       8,194         9,836    32    16  2,099     791     1,308        791
PL        Poland          15,449       16,032    106    29    843     235       608        235
BIH       Bosnia             316           671     6     7    146     146          0       146
HR        Croatia            995         1,122     7     7    733     684        50        684
H         Hungary          4,146         3,619    24     7    373     725      -352        373
SK        Slovak Rep.      2,616         2,759    24    10    569     567          3       567
UA        Ukraine             84           250     1     1    279      29       250         29
                         240,862      244,002                                      Data in MW

                                                                                       203
       Results of AP for the sample case
    E      P       F      I    CH D       B     NL SLO A             CZ PL BIH HR H                            SK      UA
E   10.43 0.11 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                 0.00    0.00    10.73        0.30
P     0.19 2.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.20        0.19
F     0.16 0.00 29.26 0.40 0.33 0.45 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    30.74        1.48
I     0.00 0.00 0.34 11.29 0.49 0.01 0.00 0.00 0.02 0.05 0.00 0.00 0.00 0.10 0.01                               0.00    0.00    12.31        1.02
CH    0.00 0.00 0.15 0.24 2.60 0.19 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     3.20        0.60
D     0.00 0.00 0.04 0.00 0.22 22.46 0.01 0.30 0.00 0.20 0.08 0.09 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    23.40        0.94
B     0.00 0.00 0.15 0.00 0.00 0.01 2.06 0.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.30        0.24
NL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.23 0.08 1.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     1.89        0.31
SLO 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.22 0.06 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00                                  0.00    0.00     0.31        0.10
A     0.00 0.00 0.00 0.04 0.06 0.16 0.00 0.00 0.03 1.15 0.02 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.01    0.00     1.49        0.35
CZ    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.25 0.00 0.00 0.00 0.07 1.28 0.04 0.00 0.00 0.00                                0.06    0.00     1.71        0.43
PL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07 6.54 0.00 0.00 0.00                                0.04    0.00     6.70        0.16
BIH   0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.21 0.02 0.00                                0.00    0.00     0.23        0.02
HR    0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.01 0.00 0.00 0.08 0.28 0.02                                0.00    0.00     0.47        0.20
H     0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.01 1.00                                0.07    0.02     1.13        0.13
SK    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.03 0.05 0.00 0.00 0.05                                0.95    0.01     1.10        0.15
UA    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.04    0.01     0.08        0.06
    10.78 2.12 30.13 12.02 3.71 23.80 2.28 1.96 0.33 1.58 1.48 6.72 0.29 0.44 1.13                              1.17    0.05
    10.73 2.20 30.74 12.31 3.20 23.40 2.30 1.89 0.31 1.49 1.71 6.70 0.23 0.47 1.13                              1.10    0.08
      0.05 -0.08 are -0.29 0.51 0.40 -0.02 0.07 0.01 number of 0.02 0.06 -0.04 0.01
     All the figures-0.61expressed as a percentage of the total 0.09 -0.22 lines of the UCTE grid               0.07   -0.03
      0.35 0.11 0.87 0.73 1.11 1.34 0.22 0.39 0.11 0.44 0.21 0.18 0.08 0.16 0.13                                0.22    0.03
      0.30 0.19 1.48 1.02 0.60 0.94 0.24 0.31 0.10 0.35 0.43 0.16 0.02 0.20 0.13                                0.15    0.06
                                                                                                                                204
                                                              Study/4.1040/E/41-001/2001 - Second Meeting – Brussels, April 22, 2002 - 204
Interpretation of the table (1)
All numbers in the table are percentages of the total
 equivalent number of lines of 400 kV in the considered
 UCTE network
   A 220kV line equals 0.66 equivalent 400 kV lines
   A 132 kV line equals 0.44 equivalent 400 kV lines
   A transformer equals 0 equivalent 400 kV lines
In column F (for France):
   0.34 is the external use made by I (Italy) of the French
    network
   29.26 is France’s own use of its network
   30.13 is the total use of the French network (both by France
    itself & by others), i.e., the total volume of lines in the
    French network & it is equal to the sum of all numbers in the
    column above                                                205
Interpretation of the table (2)
In row F (for France):
   0.33 is how much France uses the Swiss network
   30.74 is the total use of France of the European network,
    including the French network, & it is equal to the sum of all
    numbers in the row to the left. This number 30.74 has been
    repeated below 30.13 in the column F.
   The difference between these two numbers: 30.13 – 30.74 =
    -0.61, is the inter-TSO payment for France. As it is negative,
    France has to pay. This means that France uses more other
    external networks than other countries use the French
    network
                                                             206
Interpretation of the table (3)
There are other two numbers of interest in column F
  (for France):
    The number 0.87 in column F is the sum of all external
     usages of the French network by others (0.19 by Spain, 0.34
     by Italy, 0.15 by Switzerland, 0.04 by Germany & 0.15 by
     Belgium), excluding France’s own use.
    Similarly, the number 1.48 in column F is a replica of the
     leftmost number in row F. This is the sum of all external
     usages that France makes of external networks (0.16 of
     Spain, 0.40 of Italy, 0.33 of Switzerland, 0.45 of Germany &
     0.13 of Belgium).
    It should be clear by now that the difference between these
     two numbers: 0.87 – 1.48 also equals the inter-TSO payment
     for France: -0.61                                          207
Step 3 of the adopted mechanism
Application of net balance

Start from the already obtained information of
 compensation and charges
The resulting modifications to the G & L
 charges cannot be transaction based
The procedure should be consistent with any
 harmonization criteria for G & L


                                             208
Allocation of the
 cost of losses

                    209
Inter-TSO payments for losses
Justification

Loss signals belong to the operation time frame
  at national level either nodal energy prices
 or marginal loss factors must be used in the
 energy markets
From a EU-wide perspective a global marginal
 loss scheme at operation level does not seem
 to be presently feasible  include annual loss
 compensations in the inter-TSO payment
 scheme
                                             210
Inter-TSO payments for losses
Alternative approaches
Straightforward by-product of the “individual network
 use” allocation procedure (AP)
Other approaches appear to be inferior ones:
   Compute losses for each country with & “without” transits
      intuitive & easy to understand, but
         • “transit” is not a well defined concept
         • “removal” of a “transit” requires strong assumptions
   Use nodal pricing as a reference
      apply loss factors to the physical flows at the border nodes  the
       influence of the choice of “slack node”, except when applied to
       “transits”

                                                                       211
       Annex 2
    A more detailed
 explanation of the two
major proposed methods

                      212
       Approach 1:
Allocation of the use of
each individual network
        facility


                           213
An example of allocation of the use of a line
           to individual nodes




          THIS IS A SYMBOLIC REPRESENTATION THAT DOES
                                                214
               NOT CORRESPOND TO ANY ACTUAL LINE
   Example: Allocation of the flow of a
     line to the nodes of the system

The line to be considered in the example is the one between the nodes
of LACHMAT and MUENCHWI, in Germany

     Bus Name             Relati ve contri buti on to the line flow
    CHAMOSON                               0.36%
     LEIBSTAD                             32.39%
    DAXLANDE                               1.75%
    LA CHMATT                             50.86%
     MITTELBE                              4.60%
     KK PHILI                              6.11%
    KUEHM OOS                              3.94%
                                                                 215
A sample of results for the UCTE countries in the map,
obtained just for one scenario & with a real network model




                                                        216
       Results of AP for a sample case
    E      P       F      I    CH D       B     NL SLO A             CZ PL BIH HR H                            SK      UA
E   10.43 0.11 0.19 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                 0.00    0.00    10.73        0.30
P     0.19 2.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.20        0.19
F     0.16 0.00 29.26 0.40 0.33 0.45 0.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    30.74        1.48
I     0.00 0.00 0.34 11.29 0.49 0.01 0.00 0.00 0.02 0.05 0.00 0.00 0.00 0.10 0.01                               0.00    0.00    12.31        1.02
CH    0.00 0.00 0.15 0.24 2.60 0.19 0.00 0.00 0.00 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     3.20        0.60
D     0.00 0.00 0.04 0.00 0.22 22.46 0.01 0.30 0.00 0.20 0.08 0.09 0.00 0.00 0.00                               0.00    0.00    23.40        0.94
B     0.00 0.00 0.15 0.00 0.00 0.01 2.06 0.08 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     2.30        0.24
NL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.23 0.08 1.58 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00                                0.00    0.00     1.89        0.31
SLO 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.22 0.06 0.00 0.00 0.00 0.03 0.00                                  0.00    0.00     0.31        0.10
A     0.00 0.00 0.00 0.04 0.06 0.16 0.00 0.00 0.03 1.15 0.02 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.01    0.00     1.49        0.35
CZ    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.25 0.00 0.00 0.00 0.07 1.28 0.04 0.00 0.00 0.00                                0.06    0.00     1.71        0.43
PL    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07 6.54 0.00 0.00 0.00                                0.04    0.00     6.70        0.16
BIH   0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.21 0.02 0.00                                0.00    0.00     0.23        0.02
HR    0.00 0.00 0.00 0.03 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.01 0.00 0.00 0.08 0.28 0.02                                0.00    0.00     0.47        0.20
H     0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.01 0.01 0.00 0.00 0.01 1.00                                0.07    0.02     1.13        0.13
SK    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.03 0.05 0.00 0.00 0.05                                0.95    0.01     1.10        0.15
UA    0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.02                                0.04    0.01     0.08        0.06
    10.78 2.12 30.13 12.02 3.71 23.80 2.28 1.96 0.33 1.58 1.48 6.72 0.29 0.44 1.13                              1.17    0.05
    10.73 2.20 30.74 12.31 3.20 23.40 2.30 1.89 0.31 1.49 1.71 6.70 0.23 0.47 1.13                              1.10    0.08
      0.05 -0.08 are -0.29 0.51 0.40 -0.02 0.07 0.01 number of 0.02 0.06 -0.04 0.01
     All the figures-0.61expressed as a percentage of the total 0.09 -0.22 lines of the UCTE grid               0.07   -0.03
      0.35 0.11 0.87 0.73 1.11 1.34 0.22 0.39 0.11 0.44 0.21 0.18 0.08 0.16 0.13                                0.22    0.03
      0.30 0.19 1.48 1.02 0.60 0.94 0.24 0.31 0.10 0.35 0.43 0.16 0.02 0.20 0.13                                0.15    0.06
                                                                                                                                217
                                                              Study/4.1040/E/41-001/2001 - Second Meeting – Brussels, April 22, 2002 - 217
       Approach 2:
Identify the fraction of a
 network that is used by
        “transit”


                             218
The WWT method (1)
A temporary approach developed by ETSO,
 evaluated by CEER and approved by EU Commission
   First version implemented by 1st March-02 & accepted
    until Dec-2002
   An extension with some modifications has started on 1st
    January 2003
   A revised & improved version in operation since January
    2004
A longer-term approach is still under discussion

                                                              219
Allocation using the “with & without
transits WWT” approach

A definition of transit across a country or TSO is
 needed
   Note that transit is an ambiguous / ill-defined concept
Compensation to a TSO (step 1) is determined by
 comparison of the with & without transit situations
   Note that the definition of “without transit”situation needs
    arbitrary assumptions & may result in meaningless results




                                                              220
The temporary mechanism for 2004
 Step 1. Compensations:
    The horizontal network HN (the network of a country that
     is used by transits) is determined first
       Only lines “significantly” affected by transits are included
    The transit for each country is computed by application of
     an ETSO provided definition
    The fraction of HN that is used by the transit is estimated
     by a simple ratio
                   transit / (internal use + transit)
    This fraction of the regulated cost of the HN is the
     compensation that is due to the country
    Losses are not included in the cost claim



                                                                       221
The temporary mechanism for 2004

Step 2. Charges:
   An 1 €/MWh fee is applied on imports from
    perimeter countries
   The cost of the horizontal networks that is
    determined to be subject to external utilization is
    allocated to countries in proportion to the total
    amount of net physical exports or imports of each
    country (or TSO): “net flows” (computed for each hour
    & aggregated for the entire year)

                                                      222
The temporary mechanism for 2004

Step 3. Application to the final end network
 users
   In the G & L national tariffs, with the allocation
    being left to subsidiarity




                                                         223
Comparison AP versus WWT




                       224
Why a long-term mechanism is
needed?

Shortcomings of the temporary (WWT)
  mechanism:
In the determination of compensations
  Internal pattern of network flows is ignored
  Difficulties with the concept of transit
In the determination of charges
  External pattern of network flows is ignored
  Method is not sufficiently cost reflective & discriminates
 against exporting countries & purely importing or exporting ones

                                                            225
Is “allocation by individual network use”
better than “with & without transits WWT”?

  Transit is an ambiguous / ill-defined concept
  Computation of compensations with WWT needs some
   arbitrary assumptions & may result in meaningless
   results
  WWT is of no help in the computation of charges
  WWT’s dependence on political borders is disturbing
  WWT mistreats purely (or almost) importing or exporting
   TSOs (countries)

                                                     226
Is “allocation by individual network use”
better than “with & without transits WWT”?

  Advantages of “allocation by individual network use”
     More robust against criticisms of lack of cost-reflectiveness
      &/or discrimination
     provides a sound basis for further progress in
        provision of long-term locational signals
        transmission tariff harmonization
     provides an automatic procedure to allocate the cost of new
      transmission infrastructures
        by just treating them as one additional existing network facility




                                                                             227
AP versus WWT

WWT only solves less that half of the problem (step 1)
   ad hoc criterion for charge allocation (step 2) is weak & open
    to conflicting claims
   no help in step 3 (useful to make progress in harmonization &
    locational signals)
Only AP provides a sound basis for further progress in
   allocation of the cost of new transmission infrastructures
   provision of long-term locational signals
   transmission tariff harmonization

                                                                 228
Allocation by individual network use
Why the AP method?
It is the only one that appears to be free from any
 serious criticism
   It is not transaction based (as MWxmile) & is fully consistent
    with the “single system” paradigm
   It is not dependent on an arbitrary choice of slack
    (reference) node (as marginal participations)
   The results make systematically engineering and economic
    sense
   It allows some flexibility in its use
      allocation to generators / consumers
      allocation of the cost of the entire capacity of a line or only the
       fraction that is actually used
      allocation to all generation & load or just to net values at each node


                                                                         229
       Annex 3
 Details on coordinated
congestion management

                      230
Detalle en diseño de CCM*
Los grandes temas
... Try to imagine a viable CCM scheme
   Full nodal, nodal with flowgates & PTDFs**, zonal with
    flowgates & PTDFs, even simpler?
   Equivalent treatment of all transactions?
   Financial, physical FTRs? Point-to point FTRs?
   Coordinated implicit auction?
       with one slack node, one per PX, an iterative scheme?
   Coordinated explicit auction?
       Options + use-it-or-lose-it?, obligations + use-it?
   Compatibility with longer term auctions / FTRs
   Allocation rules of any auction revenues
   Role of shorter-term (balancing?) markets
 (*) CCM: Coordinated Congestion Management
                                                                231
 (*) PTDF: Power Transfer Distribution Factor
Detalle en diseño de CCM
Implicaciones
... Try to identify the potential difficulties
    Technical
       Size of the model (nodes, flowgates, scenarios)
       Treatment of model imperfections / uncertainties so that security
        & efficiency are preserved adequately
    Political & institutional conflicts
       The level of centralization & the role of TSOs & PXs
    Confidentiality issues
       Level of detail of required data
    Market power issues
       Do we have to add new rules to deter MP? Is the situation so bad
        that we have to stop using MP-based approaches transitorily at
        least or to modify them drastically?                           232
                                  Gi

          lj
      Max.                l
    capacityj             k
                        Max.
         lm           capacityk
                Max.
              capacitym




D   Network & constraint representation
j   Full nodal model?
    (>4000 nodes & lines)
                                          233
                              Gi


                       l
                       k
                    Max.
      lm          capacityk
             Max.
           capacitym




D   Network & constraint representation
j   All nodes & only identified flowgates?
    (>4000 nodes & M flowgates)
                                          234
                                 Gi




                   PTDFkij
                             l
         PTDFnij             k

    ln




                         SPAs

D         Network & constraint representation
j
          SPAs & identified flowgates?
          (N Single Price Areas & M flowgates)
                                                 235
   Detalle en diseño de CCM
   Imperfecciones
If single price areas (SPAs) plus flowgates are used
   Balanced intra-area transactions may cause some flow
    in inter-area flowgates (the more inaccurate the SPAs representation
     the more flow they will cause)
    PTDFs of inter-area transactions depend on the
     location of buyer / seller within their areas (if the SPAs
     definition is accurate enough the PTDFs of any transaction between the same
     two areas should be almost the same on the existing flowgates)
    Implications of options, obligations, use-it-or-lose-it &
     use-it
      If rules in the 2nd phase of an explicit auction are relaxed 
       conditions deteriorate even more, but there is more trading
       flexibility                                                 236
Detalle en diseño de CCM
A case example: MODEL I
Day-ahead EU-wide joint market for energy &
 network capacity for bilateral transactions
   Network representation: SPA-to-pSPA FTRs, PTDFs, N
    single price areas (SPAs) & M inter-area flowgates
   All unbalanced transactions must refer to a single
    predefined slack node
      Less centralized options exist, but at a cost
   The optimization model provides the congestion rent for
    each flowgate & how much of it should be charged to
    each transaction
                                                              237
Detalle en diseño de CCM
A case example: MODEL II
Late on day N-2 or early on day-ahead (N-1): Explicit
 EU-wide capacity auction for unbalanced energy bids
 & EU-wide bilateral transactions
   Network representation: SPA-to-SPA FTRs, PTDFs, N single
    price areas (SPAs) & M inter-area flowgates
   All transactions are balanced & no slack node is needed
   The optimization model provides the congestion rent for
    each flowgate & how much of it should be charged to each
    transaction
Day-ahead decentralized (SPA level) joint market for
 energy & bilateral transactions, but only inter SPA if
 they have capacity rights
                                                         238

				
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