2. INDICE DE TEMAS
• Esquema General
• Asignación de la OEF Anual y Mensual
• Costo Equivalente de Energía (CEE)
• Precio de Escasez
• Liquidación Contratos Mercado Secundario
• Liquidación Cargo por Confiabilidad
• Validación Precio de Bolsa vs. Precio de Ejercicio
• Liquidación de Desviaciones Plantas DC
• Obligaciones Plantas NDC
3. BITÁCORA
Cálculo del
CEE
Precio de
Escasez
Liquidación Diaria y Mensual
Cargo Por Confiabilidad
(VD, VR y F)
Asignación
Obligaciones de
Energía Firme
Anual y Cálculo
Mensual (OEF)
Cumplimiento OEF y
Liquidar Desviaciones
Plantas DC
Esquema General
Validación Precio
Bolsa > Precio
Escasez
Pago del Cargo (igual a lo Actual)
Contraprestación Generadores (Nuevo)
Obligaciones
Plantas NDC
Mercado
Secundario
4. ESQUEMA CARGO POR CONFIABILIDAD
Año 1 Año 2
DIC
NOV
Declaración de ENFICC en kWh/día, 20 de Nov de 2006
Agentes
Producto: OEF Plantas - Vigencia 01 Dic/06 a 30 Nov/07
(Res. CREG 071 y 079 de 2006)
Asigna la OEF en kWh, para cada planta, 22 de Nov de 2006
ASIC Emite Certificación de la asignación de OEF, 30 de Nov de 2006
Reasignación de la OEF, 27 de Dic de 2006 (25 Abril 2007)
5. ACTIVIDADES EN ORDEN CRONOLÓGICO
NOVIEMBRE
01 30
DICIEMBRE
01 31
ENERO
01 31
Cálculo del CEE
Cálculo del Precio Escasez – TX0
Validación del Cumplimiento
de la OEF y Liquidación de
Desviaciones
Asignación Obligación de
Energía Firme (OEF)
Liquidación Mensual del
Cargo por Confiabilidad
22 27 06 13
27
Reasignación OEF
Liquidación Diaria del Cargo
por Confiabilidad
7. Demanda
Objetivo
Anual
ENFICC de
cada una de
las plantas
DC
OEF
asignada de
cada planta
DC será igual
al ENFICC
CASO 1. Demanda Objetivo > Total ENFICC
OEF de una planta X
con vigencia anual
ASIGNACIÓN OEF ANUAL
8. Demanda
Objetivo
Anual
ENFICC de
cada una de
las plantas
DC
OEF asignada de cada planta
DC, será igual a la
repartición de la demanda
objetivo proporcional a la
ENFICC de cada planta
CASO 2. Demanda Objetivo < Total ENFICC
OEF de una planta X
con vigencia anual
ASIGNACIÓN OEF ANUAL
9. ASIGNACIÓN OEF ANUAL
Demanda Total Doméstica
Proyección UPME
(1 Dic/2006 a 30Nov/2006)
ENFICC de las Plantas
NDC
OEF asignada en subastas
previas
Demanda Total Doméstica
(1 Dic/2006 a 30Nov/2006)
incrementada en un
porcentaje que fijará la
CREG
Demanda Objetivo
Demanda Objetivo
10. OEF ASIGNADAS EN SUBASTAS PREVIAS
Año 1 Año 2
DIC NOV
DIC NOV
OEF asignada en subastas
previas o mecanismo que
haga sus veces
12. PASO DE OEF ANUAL A MENSUAL
OEF Mensual de plantas Despachadas Centralmente
=
Año
Mes
z
Planta
Año,
z
Planta
Mes,
Objetivo
Dem
Objetivo
Dem
*
OEF
OEF
Para cada planta DC
∑
∈
=
agente
Plantas
z
Planta
Mes,
Agente
Mes, OEF
OEF
Para cada Agente
ASIGNACIÓN OEF MENSUAL
13. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
PASO DE OEF MENSUAL A DIARIA
OEF Diaria de plantas Despachadas Centralmente (DC)
=
Mes
Dia
z
Planta
Mes,
z
Planta
Dia,
Domestica
Comercial
Dem
Domestica
Comercial
Dem
*
OEF
OEF
Para cada planta DC (Versiones TXR y TXF)
∑
∈
=
agente
Plantas
z
Planta
Día,
Agente
Día, OEF
OEF
Para cada Agente
=
día
tipo
del
días
#
1
*
Dom
Com
Dem
Dom
Com
Dem
*
OEF
OEF
1
-
liq
a
mes
1
-
liq
a
mes
del
Día
Tipo
los
Todos
de
z
Planta
Mes,
z
Planta
Dia,
Para cada planta DC (Versión TX2)
OEF Diaria de plantas No Despachadas Centralmente (NDC)
z
Planta
Día,
z
Planta
Dia, GIdeal
OEF =
Para cada planta NDC (Versiones TX2, TXR y TXF)
15. CONCEPTOS CEE
DIA 30 DE NOVIEMBRE DIA 01 DE DICIEMBRE
Plazo para Ofertar Día 01
Día 30 a las 8 am
CEE
FAZNI
OTROS
COMPONENTES
DE LA OFERTA
OFERTA DEL GENERADOR
01 24
01 24
Plazo para Entregar el
Despacho Programado
3 pm del Día 30
kWh
$
16. CONCEPTO - CEE
NOVIEMBRE DICIEMBRE (Mes a Liquidar)
OEF Plantas Mes
01 30 01 31
( )
TRM
x
ETDP
Precio
x
OEF
CEE ,
Subasta
Planta,
OEF,
Subasta
Planta,
Mensual,
∑
= Planta
Subasta
kWh
$
Antes de empezar el mes
se calcula el cargo
aproximado (CEE), con
estimados de Demanda CEE a usar todo el mes de Diciembre
Donde:
OEF: Obligación de Energía Firme mensual de la planta asignada en una subasta.
Precio: Precio al cual le fue asignada la OEF asociada a la planta, en una subasta.
ETDP: Energía Total Demandada Proyectada en el SIN para cada mes.
El CEE es el Costo Equivalente en Energía del Cargo por Confiabilidad expresado
en $/kWh, utilizado para las cotizaciones (precio oferta diario de los generadores)
en la Bolsa.
( )
( )
USD
$
x
kWh
kWh
USD
x
kWh
=
kWh
$ TRM del día hábil anterior al
precio de fijación del CEE.
18. CONCEPTO – PRECIO ESCASEZ
Valor definido por la CREG y actualizado mensualmente que determina el nivel
del precio de bolsa a partir del cual se hacen exigibles las Obligaciones de Energía
Firme, y constituye el precio máximo al que se remunera esta energía.
(Resolución CREG-071, Artículo 2, Definiciones)
Nov
Nov
Nov
c
E
Dic COM
OCV
P
Escasez
Precio +
+
=
=
Mayo/06
Octubre
Nov
c
E
Indice
Indice
*
MWh
US$
6
.
101
P
kWh
$
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov CUAGC
LY99
FAZNI
CERE
ó
CEE
OCV +
+
+
=
kWh
$
=
Jun/06
Nov
Nov
IPC
IPC
*
kWh
$
10.667
COM
kWh
$
=
2
-
mes
1
-
mes
1
-
mes
c
E
mes
c
E
Indice
Indice
*
P
P
Indexación del PE parte Combustible
19. CONCEPTO – PRECIO ESCASEZ
NOVIEMBRE
01
DICIEMBRE
01
ENERO
Cálculo del Precio Escasez – TX0
27 06 13
04 14
TRM último día hábil de Noviembre
IPC de Noviembre
CERE de Noviembre
$ AGC y Demanda Comercial de Noviembre
No se esperan
cambios
Versiones TX1,
TX2, TXR y TXF
21. CONCEPTOS CERE
ENERO
DICIEMBRE (Mes a Liquidar)
01 31 01 31
El CERE es el Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Confiabilidad
expresado en $/kWh, utilizado para la liquidación definitiva (versión TXF).
Después que pasa el mes se
calcula el cargo exacto (CERE),
con la Demanda Real
NDC
plantas
Real
Mes
VenB
G
RRT
CERE
+
=
( )
=
IHF)
-
(1
*
CEN
DispCom
1,
Min
*
PCC
*
OEF
RRI día
Planta,
dia
Planta,
dia
planta,
día
Planta,
kWh
$
( )
$
( )
( )
∑
∑
=
Planta
Subasta,
día
Planta,
Planta
Subasta,
día
Planta,
día
Planta,
OEF
OEF
x
Precio
PCC
kWh
$
∑ ∑
= =
=
n
dias
n
plantas
1 1
dia
planta,
Mes RRI
RRT
( )
$
TRM del último día del mes a liquidar
22. LIQUIDACION OEF
( )
( )
∑
∑
=
Planta
Subasta,
día
Planta,
Planta
Subasta,
día
Planta,
día
Planta,
OEF
OEF
x
Precio
PCC
kWh
$
Se pasa $/kWh con la TRM del último
día del mes a liquidar
( )
$
dia
planta,
OEF
Actualmente es 0.013045 USD/kWh
( )
=
IHF)
-
(1
*
CEN
Prom
Com
Disp
,
1
Min
*
PCC
*
OEF
RRI día
Planta,
dia
Planta,
dia
planta,
día
Planta,
Asignación de OEF anual llevada a
diaria en kWh-día
23. FACTOR
( )
=
IHF)
-
(1
*
CEN
Prom
Com
Disp
,
1
Min
*
PCC
*
OEF
RRI día
Planta,
dia
Planta,
dia
planta,
día
Planta,
( )
$
IHF)
-
(1
*
CEN
Prom
Com
Disp
,
1
Min día
Planta,
CEN es la Capacidad efectiva registrada
comercialmente para la planta
IHF es índice de Indisponibilidad
Histórica por Salidas Forzadas
CEN*(1-IHF)
Es la mínima capacidad que
el regulador le exige a la
planta, para recibir el valor
asignado de cargo por
confiabilidad.
24. DISPONIBILIDAD COMERCIAL
( )
=
IHF)
-
(1
*
CEN
Prom
DispCom
,
1
Min
*
PCC
*
OEF
RRI día
Planta,
dia
Planta,
dia
planta,
día
Planta,
( )
$
DispCom es la disponibilidad comercial
de la planta teniendo en cuenta
contratos de respaldo del mercado
secundario.
COMO SE TIENEN EN CUENTA?
Se calcula el porcentaje de cubrimiento:
día
Planta,
día
Planta,
OEF
Respaldo
de
Compra
Contratos
( )
%
Que Contrato
de Compra usar?
EN QUE PERIODOS SE
TIENEN EN CUENTA?
25. HORARIOS MANTENIMIENTOS
FI real
Fechas programadas
Reporte Inicio Mtto Reporte Fin Mtto
FI comercial FF comercial
FF real
FI programada FF programada
FI comercial = Min (Fi prog y Fi real)
FF comercial = Máx (Ff prog y Ff real)
Agente
Agente
XM
Operación
Comercial
27. DISPONIBILIDAD COMERCIAL
( )
=
IHF)
-
(1
*
CEN
Prom
DispCom
,
1
Min
*
PCC
*
OEF
RRI día
Planta,
dia
Planta,
dia
planta,
día
Planta,
( )
$
( ) ( )
= ∑
∑ =
=
24
1
Periodo
Período
24
1
periodo
Período
Diario
día Mantto
a
salió
Efectiva
Capacidad
,
Efec
Cap
x
%Cub
Min
MPR
% Cubrimiento x Capacidad efectiva de la Planta
es lo máximo permitido por el regulador que saque a
mantenimiento sin afectar la disponibilidad
Comercial.
CÁLCULO DEL MPR DIARIO
DISPONIBILIDAD COMERCIAL PROMEDIO DIA
Total Cubierto en kWh Total en mantenimiento en
el día kWh
( )
24
MPR
Normal
Com
Disp
Prom
DispCom
día
24
1
periodo
Período
día
Planta,
+
=
∑=
28. ACLARACIONES MANTENIMIENTOS
• Se deben ingresar las consignaciones en el SNC, para poder
considerar las declaraciones o contratos de respaldo. Los
kWh en mantenimiento totales del día se calcularán entre los
períodos de las fechas de inicio y fin comerciales
• Se debe tener precaución al escoger la opción de
Mantenimiento Total o Derrateo.
• Revisión en TX2 de que el ASIC este considerando los
Mantenimientos de todas las plantas y reclamar dentro de
plazos.
29. La primera subasta se realizará en mayo de 2008, para
asignar obligaciones y derechos para el 2013
2007 2008 2009 2010 2011 2012 …
2006
TRANSICION
Existentes
Nuevos Hasta 20 años
Subasta
primaria
2012
Existentes
Nuevos
Subasta
primaria
2013
Subasta
primaria
2014
(Dic. - Nov.)
• Durante la transición, la asignación se hará a prorrata de la energía
firme declarada por los generadores.
• El precio ha sido definido por el regulador para este periodo.
2013 2014 2015
Hasta 20 años
Existentes
Nuevos Hasta 20 años
30. Cada planta Recaudó a través de
sus ventas de energía en bolsa y
reconciliaciones (Generación
Real) un valor de:
VRPlanta = CERE x
LIQUIDACION
A cada planta del sistema
colombiano se le Distribuye un
dinero por Cargo por Confiabilidad,
por un valor de:
Valor a Distribuir (VD) Valor a Recaudar (VR)
F = VD – VR
F > 0 Al agente se le paga lo que quedó faltando del cargo.
F < 0 El agente devuelve lo que recaudó de más, con respecto
a lo que le tocaba de cargo.
Neto Calculado (F)
Detalle
( )
$ ( )
$
∑
=
=
n
día 1
dia
planta,
planta RRI
VD GR Planta DC
Ventas en Bolsa NDC
32. VERIFICAR PB> PE
• Cuando Pb > Pe, el precio de las compras y ventas de energía en
bolsa será el Precio de Escasez (exceptúan las TIEs).
(Períodos)
($/kWh)
33. VERIFICAR PB> PE
• Cuando Pb > Pe, se realiza la liquidación del Mercado Secundario, que
arroja como resultado unas cantidades despachadas para el cálculo del
porcentaje de cubrimiento (Cálculo de RRID).
• Cuando Pb > Pe, se valida el Cumplimiento de las Obligaciones de
Energía Firme (OEF) y Liquidación de Desviaciones a las plantas DC y
NDC.
35. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
Las obligaciones de energía firme serán
exigibles a cada uno de los generadores
remunerados con el cargo durante cada
período en que el Precio de Bolsa sea
superior al precio de escasez (Pb>Pe),
de conformidad con el Despacho Ideal.
36. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
AJUSTES DE OEF DIARIAS POR AGENTE (Si Pb > Pe)
Demanda
Comercial
Doméstica
Total Día
OEF Total Día
Original
OEF Total
Día Ajustada
CASO 1. Demanda Comercial Doméstica Total Día <= OEF Total Día Original
GIdeal
Total Día
NDC
NDC NDC
Demanda de Ecuador
•Demanda Comercial Doméstica Total
Día menos OEF de las Platas NDC, se
reparte en proporción de la OEF
Original de las DC.
•A las Plantas NDC no se les ajusta su
OEF.
37. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
AJUSTES DE OEF DIARIAS – POR AGENTE (Si Pb > Pe)
Demanda
Comercial
Doméstica
Total Día
OEF Total Día
Original
OEF Total
Día Ajustada
CASO 2. Demanda Comercial Doméstica Total Día > OEF Total Día Original
GIdeal
Total Día
NDC
Demanda de Ecuador
•La OEF diaria Ajustada de cada Agente,
es igual a la OEF diaria Original de cada
Agente.
•A las Plantas NDC no se les ajusta su
OEF.
NDC
DNC
DNC = Demanda No Cubierta
38. CASO 1. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
CÁLCULO DE DESVIACIONES DIARIAS POR AGENTE (Si Pb > Pe)
OEF Total
Día Ajustada
GIdeal
Total Día
NDC
Demanda de Ecuador
OEF4
Demanda Comercial Doméstica Total Día <= OEF Total Día Original
OEF3
OEF2
OEF1
NDC
GID3
GID2
GID1
Desviaciones
Positivas Diarias
Desviaciones
Negativas Diarias
Ajustada
Agente,
Día,
Agente
Día,
Agente
Día, OEF
GID
DOEF −
=
DOEF 1
DOEF 2
DOEF 3
GID4
DOEF 4
Demanda de Ecuador
Mercado Secundario
(GI+CC-VC)
39. OEF HORARIAS – SOLO PARA AGENTES QUE TENGAN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
OEF Ajustada
Agente 1
Total Día
+ VC - CC
Generación
Ideal Total
Día
OEF Horaria
Agente 1
OEF hora 1
•La OEF Ajustada de un Agente que se
desvió positivo en el día, teniendo en
cuenta el mercado secundario, se
vuelve horaria en proporción a su
Generación Ideal.
OEF hora 2
OEF hora 24
.
.
.
GIdeal hora 1
GIdeal hora 2
Gideal hora 24
.
.
.
Las OEF de cada agente,
se llevan a cada hora, ya
que la liquidación de las
desviaciones es horaria.
(Si Pb > Pe)
CASO 1. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
40. LIQUIDACIÓN HORARIA DE DESVIACIONES (Si Pb > Pe)
PARA LOS AGENTES QUE TIENEN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
( ) ( )
Hora
Hora
Agente
Hora,
Agente
Hora,
Agente
Hora, Pe
Pb
*
OEF
GIdeal
OEF
Positiva
Desviación −
−
=
kWh
$
( )
kWh
( )
Hora
Hora
Hora
Hora Pe
Pb
*
DTie
TIE
Sobrante −
=
kWh
$
( )
kWh
hora
la
en
Pos
Desv
Agentes
los
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
TIE
Sobrante
Si ≥
( )
$
( )
$
( )
$
( )
$
•Se le paga a cada agente
su Desviación Positiva de
OEF de la Hora en $.
•Y la diferencia (DG) a
prorrata de la Gen Ideal
de la hora.
hora
Pos,
Desv
Agentes
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
-
TIE
Sobrante
DG =
CASO 1. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
41. LIQUIDACIÓN HORARIA DE DESVIACIONES (Si Pb > Pe)
PARA LOS AGENTES QUE TIENEN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
hora
la
en
Pos
Desv
Agentes
los
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
TIE
Sobrante
Si <
( )
$ ( )
$
Se le paga a cada agente
su Desviación Positiva de
OEF de la Hora en $.
hora
Pos,
Desv
Agentes
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
-
TIE
Sobrante
DG =
•Sobrante TIE de la Hora
en $.
•Y la diferencia (DG) a
prorrata de los agentes
desviados negativos en el
día.
El dinero se recauda así:
Si existen agentes con desviación
negativa diaria, se asignarán las
desviaciones positivas horarias.
CASO 1. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
42. CÁLCULO DE DESVIACIONES DIARIAS POR AGENTE (Si Pb > Pe)
OEF Total
Día Ajustada
GIdeal
Total Día
NDC
Demanda de Ecuador
OEF4
Demanda Comercial Doméstica Total Día > OEF Total Día Original
OEF3
OEF2
OEF1
NDC
GID3
GID1
Desviaciones
Positivas Diarias
Desviaciones
Negativas Diarias
Ajustada
Agente,
Día,
Agente
Día,
Agente
Día, OEF
GID
DOEF −
=
DOEF 1
DOEF 2
DOEF 3
GID4
DOEF 4
Demanda de Ecuador
DNC
GID2
Mercado Secundario
(GI+CC-VC)
CASO 2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
43. OEF HORARIAS – SOLO PARA AGENTES QUE TENGAN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
Generación
Ideal Total
Día
OEF Horaria
Agente 1
OEF hora 1
•La OEF Ajustada de un Agente que se
desvió positivo en el día, teniendo en
cuenta el mercado secundario, se
vuelve horaria en proporción a su
Generación Ideal.
OEF hora 2
OEF hora 24
.
.
.
GIdeal hora 1
GIdeal hora 2
Gideal hora 24
.
.
.
Las OEF de cada agente,
se llevan a cada hora, ya
que la liquidación de las
desviaciones es horaria.
(Si Pb > Pe)
CASO 2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
OEF Ajustada
Agente 1
Total Día
+ VC - CC
44. LIQUIDACIÓN HORARIA DE DESVIACIONES (Si Pb > Pe)
PARA LOS AGENTES QUE TIENEN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
( ) ( )
Hora
Hora
Agente
Hora,
Agente
Hora,
Agente
Hora, Pe
Pb
*
OEF
GIdeal
OEF
Positiva
Desviación −
−
=
kWh
$
( )
kWh
( )
Hora
Hora
Hora
Hora Pe
Pb
*
DTie
TIE
Sobrante −
=
kWh
$
( )
kWh
hora
la
en
Pos
Desv
Agentes
los
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
TIE
Sobrante
Si ≥
( )
$
( )
$
( )
$
( )
$
•Se le paga a cada agente
su Desviación Positiva de
OEF de la Hora en $.
•Y la diferencia (DG) a
prorrata de la Gen Ideal
de la hora.
hora
Pos,
Desv
Agentes
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
-
TIE
Sobrante
DG =
Igual que el caso 1:
CASO 2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
45. LIQUIDACIÓN HORARIA DE DESVIACIONES (Si Pb > Pe)
PARA LOS AGENTES QUE TIENEN DESVIACIÓN DIARIA POSITIVA
hora
la
en
Pos
Desv
Agentes
los
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
TIE
Sobrante
Si <
( )
$ ( )
$
Se le paga a cada agente
su Desviación Positiva de
OEF de la Hora en $.
hora
Pos,
Desv
Agentes
Todos
Hora OEF
Pos
Desv
-
TIE
Sobrante
DG =
•Sobrante TIE de la Hora
en $.
•Y la diferencia (DG) se
recoge así:
El dinero se recauda así:
•Una parte de DG, con los agentes
generadores desviados negativo, a prorrata
de sus desvíos negativos incluyendo la
DNC como un desvío negativo.
•La otra parte de DG (proporción de DNC),
con los agentes que compran en bolsa, a
prorrata de sus compras en bolsa de la
hora.
CASO 2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
46. Desviación
Negativa
Diaria
Agente G1
Desviación
Negativa Diaria
Agente G2
DG en $, a Recolectar
Pagan los Agentes Generadores
en Proporción a sus Desviaciones
Negativas Diarias.
Desviación Negativa Diaria
Agente G3
Demanda
No
Cubierta
(DNC)
Desviación
Negativa
Diaria
Agente
GN
$ Paga
Agente
G1
$ Paga
Agente
G2
$ Paga
Agente G3
$
Paga
Agen
te GN
$
Pagan los Agentes Generadores ó
Comercializadores en proporción
a sus Compras en Bolsa.
. . .
. . .
(Si Pb > Pe)
Si existen agentes con desviación negativa diaria y existe al menos un
agente comprando en bolsa en la hora, se asignarán las desviaciones
positivas horarias.
CASO 2. VERIFICACIÓN DEL CUMPLIMIENTO DE LA OEF
48. OBLIGACIONES DE LAS PLANTAS NDC
Si la Generación Real diaria < ENFICC kWh/día declarada
Agente Paga $:
(ENFICC kWh-día declarada - Generación Real diaria) * CERE
Agente Recibe $:
Se asigna a los comercializadores a prorrata de su demanda comercial,
quienes a su vez lo trasladarán al usuario final como un menor valor de
restricciones.
El precio máximo de sus contratos de venta es el Precio de Escasez.
GENERADORES NDC QUE TENGAN CONTRATOS DE VENTA
EN UNA HORA DEL DÍA EL PBHORA > PESCASEZ
50. RECOLECCIÓN CARGO POR CAPACIDAD
GENERACIÓN
IDEAL
MAGNITUD DE
RECONCILIACIONES
GENERACIÓN
REAL
SE PAGA A PRECIO DE
BOLSA (PB) O PRECIO
DE ESCASEZ (PE)
(Incluye el CERE)
SE PAGA A PRECIO DE
RECONCILIACION (PR)
(Incluye el CERE)
Precio de bolsa viene de
un precio de oferta.
El Pref incluye el CERE en
OCV y se compara con el
precio de oferta que
también incluye el CERE.
VENTAS EN
BOLSA
VENTAS EN
CONTRATOS
SE PAGA A PRECIO DE
CONTRATO
(Incluye el CERE)
51. ACTUALIZACIÓN OFERTAS
CEE
FAZNI
OFERTA DEL GENERADOR
VERSIONES TX1 Y TX2
CERE
FAZNI
OFERTA DEL GENERADOR
VERSIONES TXR Y TXF
Precio Oferta (txr,txf) = Precio Oferta (tx1,tx2) – CEE + CERE
Al actualizar Precios de Oferta se actualizan de igual manera los Precios de
Bolsa.
OTROS
COMPONENTES
DE LA OFERTA
OTROS
COMPONENTES
DE LA OFERTA
kWh
$
kWh
$
