1.1 Estructura y funcionamiento del sector eléctrico salvadoreño.

1. Evaluación del Sector Eléctrico Local y
Regional
CARLOS ALBERTO NÁJERA

2. Experiencia profesional
• Ingeniero Electricista (UCA-1996)
• Master en Admón. Y finanzas (ISEADE-2003)
• Master en Energías Renovables (IFM-2016)
• Cargo Actual: Jefe de División de Mercados
Energéticos (DGEHM)
• 28 años como docente universitario y estudios de
posgrado.
• 15 años en el sector energético
• Consultor para BID y PNUD en programas de
energía
• Director de la Unidad de Transacciones (UT)
• Director del Consejo de Directores del Mercado
Eléctrico Regional.

3. Programa del Curso

4. Unidad 1: El sector eléctrico nacional
1.1 Estructura y funcionamiento del sector eléctrico salvadoreño.
1.2 Caracterización de la demanda de energía eléctrica en El Salvador y
proyecciones de crecimiento.
1.3 Caracterización de fuentes de energía que conforman la matriz de generación
eléctrica salvadoreña.
1.4 Funcionamiento del despacho económico
1.5 Precio de la Electricidad en Mercado Mayorista y Regulado.

5. 1.1 Estructura y funcionamiento del sector eléctrico
salvadoreño.

7. Variables eléctricas
• Potencia Máxima: Es la potencia que puede aportar una unidad generadora en caso de requerirse
máxima generación. Su valor está sujeto a verificación por parte de la UT mediante las pruebas
respectivas.
• Potencia Máxima Neta: Potencia máxima de una unidad generadora descontados los consumos
propios.
• Potencia Mínima de Operación: Potencia mínima a la cual, por razones técnicas, puede operar
una unidad generadora.
• Voltajes de transmisión: 115 KV y 230 KV
• Voltajes subtransmisión: 46 KV y 34 KV
• Voltaje de distribución primaria : 23KV, 13.2 KV
• Voltaje de distribución secundaria : 120/240 V
• Energía eléctrica : resulta de la existencia de una diferencia de potencial entre dos puntos, lo que
permite establecer una corriente eléctrica entre ambos cuando se los pone en contacto por medio
de un conductor eléctrico. (KWh)

8. Variables de Mercado Eléctrico
• Capacidad Firme: Es aquella potencia que una central o unidad generadora puede garantizar en condiciones críticas de
abastecimiento y se determina con la metodología que se indica en este Reglamento.
• Cargo de Capacidad (US$/kW-mes): Precio fijado por la SIGET para valorar las transacciones de capacidad firme.
• Cargos del Sistema CSIS (US$/MWh): Costos complementarios a la producción de energía eléctrica que son traspasados
directamente a la demanda y a las Inyecciones Regionales. Dichos costos están asociados a los servicios necesarios para
garantizar el transporte, la calidad, seguridad y eficiencia económica del suministro, así como para la recuperación de aquellos
costos relacionados con aspectos administrativos y operativos del sistema, como los servicios prestados por la UT, la SIGET y
otros similares.
• Cargo Variable de Transmisión (US$/MWh): Es la diferencia entre la energía retirada en un nodo de la Red de Transmisión
Regional, valorizada al respectivo precio nodal, menos la energía inyectada en otro nodo de la Red de Transmisión Regional,
valorizada al respectivo precio nodal.
• Consumo Específico de Combustible: Cantidad de combustible, en peso o en volumen, requerido por una unidad térmica
para producir un megawatt hora de energía. El consumo específico puede expresarse en términos brutos o netos dependiendo
de si se refiere a la producción de un MWh en bornes del generador o la producción inyectada a la red. El consumo específico
es distinto para diferentes niveles de potencia en los que puede operar una misma unidad generadora.
• Contratos de libre concurrencia respaldados con recursos renovables no convencionales: Son una variante de Contratos
de Libre Concurrencia, cuya curva de suministro no es estandarizada, y no tienen el compromiso comercial de capacidad firme.
Las unidades de generación renovable no convencional que respalden este tipo de contratos estarán comprometidas en su
totalidad en los mismos, y las transacciones contractuales serán físicas; en consecuencia, toda la energía inyectada por las
unidades generadoras comprometidas, será considerada vendida bajo los contratos que se suscriban con los PM Distribuidores
como resultado de un proceso de licitación de contratos de libre concurrencia, por lo que no se producirán desviaciones de
inyección respecto a los compromisos contractuales. Lo anterior implica que las unidades generadoras comprometidas bajo
esta modalidad no podrán comprar o vender energía ni capacidad en el MRS, ni tampoco a través de otro tipo de transacción
comercial diferente a este tipo de contratos.

9. Variables de Mercado Eléctrico
• Costo Marginal de Operación (US$/MWh): Costo de abastecer un MWh adicional de demanda en un intervalo de mercado.
• Costo Variable de Operación (US$/MWh): Es aquel costo necesario para operar y mantener una unidad generadora y que
depende de la cantidad de energía producida.
• Generación Obligada: Aquella generación que resulta convocada por los requisitos de calidad y/o seguridad en la operación
del sistema eléctrico, pese a que, de acuerdo con el orden económico de despacho, dicha generación no habría sido requerida.
• Generación Programada: Energía a inyectar en la red por una unidad generadora o GGP de acuerdo a los resultados del
predespacho.
• Indisponibilidad (o Salida) Forzada: Reducción de la potencia disponible, salida de servicio, imposibilidad de arranque o de
dar plena potencia de una unidad generadora debido a una emergencia, amenaza de emergencia, falla u otra causa fuera del
control del propietario de la central. Se cuantifica a través de la Tasa de Indisponibilidad Forzada o Tasa de Salida Forzada.
• Orden Económico de Despacho: Lista de prioridades de despacho de las centrales generadoras de menor a mayor costo
variable de operación en el caso de las unidades térmicas, geotérmicas o valor marginal del agua en el caso de las hidráulicas.
• Participante del Mercado (PM): Operador o usuario final que cumpliendo con los requisitos de la Ley realiza transacciones
comerciales a través de la Unidad de Transacciones en el Mercado Mayorista
• Período de control de la capacidad firme: son las horas de la banda horaria de punta y resto del período comprendido desde
la semana 46 de un año a la semana 19 del año siguiente.
• Período crítico para el cálculo de la capacidad firme: es aquel período del año en el cual, dadas las características del
parque generador y la demanda, la probabilidad de déficit es distinta de cero.

10. Terminología del Mercado Electrico
• CAG= Control Automático de Generación.
• CIF = Cost, Insurance and Freight (Costo,
Seguro y Flete)
• CRIE= Comisión Regional de Interconexión
Eléctrica.
• DTE = Documento de Transacciones
Económicas.
• EOR= Ente Operador Regional.
• GGP = Grupo Generador a Programar.
• LGE = Ley General de Electricidad.
• MC = Mercado de Contratos.
• MER = Mercado Eléctrico Regional
• MRS = Mercado Regulador del Sistema.
• PAMM = Programa Anual de Mantenimientos
Mayores
• ROR = Reserva Operativa Rodante
• PM = Participante del Mercado.
• RMER = Reglamento del Mercado Eléctrico
Regional
• ROBCP = Reglamento de Operación del Sistema
de Transmisión y del Mercado Mayorista basado
en Costos de Producción.
• RTR: Red de Transmisión Regional.
• SAE = Sistema de Administración de Energía.
• SAM = Sistema de Administración del Mercado.
• SIGET = Superintendencia General de
Electricidad y Telecomunicaciones.
• SIMEC = Sistema de Medición Comercial.
• UT = Unidad de Transacciones.

11. CNE inicia operaciones. Objetivo:
desarrollar e implementar la
Política Energética Nacional (PEN)..
90’s
• Reestructuración del sector eléctrico
(1996), privatización de empresas
estatales y creación de la SIGET y la UT.
• Firma del tratado marco del MER
50’s
Sector eléctrico a cargo del
Estado: construcción de
primera central hidroeléctrica
5 de noviembre (1954),
operaciones generadoras
térmicas. 1975 funciona la
primera planta geotérmica
2022
2009
ANTECEDENTES SECTOR ENERGÉTICO NACIONAL
Entrada en
funcionamiento de
la DGEHM
Establecimiento Reglamento de Operación del
Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista
Basado en Costos de Producción (ROBCP)
2011 2012
Inicia la inclusión de las
energías RNC. inicio oficialmente
operaciones el mercado
eléctrico regional
centroamericano
2013

12. Evolución de la capacidad instalada (MW)

13. Capacidad instalada por planta generadora
Hidráulica
MW %
Guajoyo 19.8 0.7%
CerrónGrande 172.8 6.09%
5deNoviembre 180.1 6.34%
15deSeptiembre 180.0 6.34%
552.7 19.5%
Biomasa
M
W %
CASSA 123.4 4.35%
CentralIzalco 45.0 1.59%
Chaparrastique 78.4 2.76%
ELANGEL 95.3 3.36%
LACABAÑA 33.5 1.18%
Jiboa 42.65 1.50%
294.8 10.4%
Térmica
M
W %
DukeEnergy 338.3 11.92%
Acajutla(vapor) 63.0 2.22%
Acajutla(GasU-5) 82.1 2.89%
Acajutla(FiatU-4) 27.0 0.95%
Acajutla(Motores) 150.0 5.28%
Soyapango 16.2 0.57%
NejapaPower 144.0 5.07%
HOLCIM 25.9 0.91%
INE 100.2 3.53%
Textufil 42.5 1.50%
GECSA 11.6 0.41%
EnergíaBorealis 13.6 0.48%
Hilcasa 6.8 0.24%
Termopuerto 73.7 2.60%
756.6 26.65%
Capacidad
total
2,839.01 MW

14. SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

15. USUARIOS EN DISTRIBUCIÓN

16. Matriz Eléctrica
16

17. EVOLUCION DE CAPACIDAD INSTALADA (MW)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
1954
1957
1961
1963
1965
1966
1968
1971
1972
1973
1975
1976
1977
1980
1981
1983
1984
1986
1987
1992
1993
1995
1996
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
MW
Evolución histórica de capacidad instalada 1954-2022
Térmico Hidro Geotérmica Biomasa Fotovoltaico Eólico Gas natural Biogás

18. Inyecciones de energía por recurso (GWh)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
GWh
Generación por recurso histórica 2005-2022
Geotérmica Biomasa Fotovoltaico Eólico Hidro Gas natural Térmico Importaciones

19. GENERACIÓN POR RECURSO 2022(MW)
Biomasa 552.29;
8%
Térmico 505.83; 8%
Geotérmica 1,468.01;
22%
Hidro 2,147.43; 32%
Fotovoltaico 540.16;
8%
Eólico 135.53; 2%
Gas natural 1,027.11; 15%
Importaciones 367.72; 5%
Generación por recurso 2022 [GWh]
6,744.08 GWh

21. CEL
Planificación
Generación
•Hidroeléctrica
•Geotérmica
•Térmica
Operación del
Sistema
Transmisión
Distribución
EVOLUCION DE LA ESTRUCTURA DEL SECTOR ELECTRICO ANTES Y DESPUES DE
LA REFORMA DE LA DÉCADA DE LOS 90’S
Marco Institucional del Sector Energético
OPERACIÓN/ADMINISTRACIÓN
DEL MERCADO ELÉCTRICO

22. • El sector de generación de energía tiene características de mercado de competencia.
• Los sectores de transmisión y distribución de energía tienen características de monopolio natural (tal
como el suministro de agua potable), por lo que el Estado regula las tarifas y sus mecanismos de
financiamiento.
ESQUEMA básico de un SISTEMA DE POTENCIA
Generación
Red de transmisión
Centro de
Control/
Despacho
Usuarios
finales
Usuarios Industriales/Comerciales
Subestación
Red de distribución
Subestación
Subestación

23. Caracteristicas del sector electrico por actividades
Generación
Free competition
Transmisión
Monopolio Natural
Distribucion
Usuario Final
Monopolio Natural
Mercado
Libre competencia
23

24. 24
Marco institucional en el mercado eléctrico
La Dirección General de Energía, Hidrocarburos y
Minas (DGEHM) establece la Política Energética
Nacional.
El organismo regulador del mercado eléctrico
nacional es la Superintendencia General de
Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET).
La operación del sistema de transmisión eléctrica
y mercado mayorista es realizada por la Unidad
de Transacciones (UT).
Los operadores que participan en el mercado
mayorista son generadores, comercializadores,
transmisores, distribuidores y grandes usuarios
finales privados o estatales.

25. Estructura del Mercado eléctrico
Direccion General de Energía, Hidrcarburos y Minas(DGEHM)
La DGEHM es la autoridad superior, rectora y normativa en materia
de política energética. Tiene por finalidad el establecimiento de la
política y estrategia que promueva el desarrollo eficiente del sector
energético.
Superintendencia General de Electricidad y Telecom. (SIGET)
La SIGET es una institución autónoma de servicio público, con
competencias para la aplicación de leyes y reglamentos que rigen el
sector eléctrico, y atribuciones para aplicar las normas contenidas en
tratados internacionales sobre electricidad y telecomunicaciones.
Unidad de Transacciones (UT)
La UT, es una sociedad anónima creada en la Ley General de
Electricidad (LGE) que tiene por objeto la operación del sistema de
transmisión y la operación y administración del mercado mayorista
de energía eléctrica.
Participantes de mercado (PM)
Los participantes de mercado son los generadores de energía eléctrica
privados y estatales, la empresa transmisora, los distribuidores de
energía eléctrica, los comercializadores y los grandes usuarios.
DGEHM

26. Consejo Director del Mercado Eléctrico Regional (CD-MER)
Este es el organismo encargado de facilitar la interrelación con el resto de los
organismos que integran el MER. Está conformado por los ministros de Energía
de los países centroamericanos.
En El Salvador corresponde al Consejo Nacional de Energía (CNE) representar al
país en el CD-MER, a través del Secretario Ejecutivo.
Ente Operador Regional (EOR)
El EOR es un organismo encargado de administrar y operar técnica y
comercialmente las transacciones de energía en el MER. Es el responsable de
asegurar que la operación y el despacho regional de la energía se realice
alcanzando niveles adecuados de seguridad, calidad y confianza.
Comisión Regional de la interconexión Eléctrica
La CRIE es el organismo regulador del MER, encargado de aprobar y dictaminar
las normativas, establecer sanciones, entre otras funciones.
Empresa Propietaria de la Red (EPR)
La EPR es una empresa privada conformada por entes públicos de cada país,
quienes son accionistas propietarios de la línea SIEPAC, con el fin de desarrollar,
diseñar, financiar, construir y mantener dicha línea.
Estructura del Mercado eléctrico
DGEHM

27. Operación del Sistema Eléctrica de Potencia
(SEP)

28. Funciones de la Unidad de Transacciones
JD-UT
Gerente General
Planificación de
MRS
Operación en TR
Conciliaciones y
Liquidacion de
MRS
staff
• Directores de serie de generadores
• Directores de la serie de distribuidores
• Directores de la serie de comercializadores
• Directores de transmisor
• Directores de Usuarios finales
• Director representantes del CNE
• Director representante de la DC

29. Facultad de Control de la UT.
• Todo PM Transmisor deberá poner a disposición de la UT los medios de control de sus
equipos e instalaciones, con el fin de realizar su función de coordinar la operación del
sistema. Los equipos que tengan la capacidad de control remoto deberán estar disponibles
para ser operados desde el SAE. En donde no exista esta facilidad, el personal destacado en
el sitio para operar manualmente los equipos deberá acatar las instrucciones que le indique la
UT, excepto en caso de que esto represente peligro para personas o instalaciones,
debidamente justificado.
• Los PMs con unidades de generación deberán acatar las instrucciones que le indique la UT,
excepto en caso de que esto represente peligro para personas o instalaciones, debidamente
justificado. Ninguna unidad generadora podrá ser sincronizada al sistema o desconectada del
sistema sin la autorización de la UT. El PM Generador deberá poner a disposición de la UT el
control de sus unidades en forma remota para el servicio de CAG.
• Los PMs Distribuidores y Usuarios Finales deberán acatar las instrucciones que le indique la
UT, excepto en caso de que esto represente peligro para personas o instalaciones,
debidamente justificado. Ningún PM Distribuidor o Usuario Final podrá conectar o
desconectar sus instalaciones del sistema sin autorización de la UT.

30. Operación en tiempo real del SEP
• El objeto de las reglas para la operación en tiempo real es definir los procedimientos que deberán
seguir la UT y los PMs mientras se realiza el manejo del sistema de transmisión y del mercado
mayorista. En especial, se definen las reglas para el Mercado Regulador del Sistema (MRS),
específicamente:
• a) Los procedimientos mediante los cuales la UT administrará el MRS cada día en la operación en
tiempo real;
• b) La obligación de la UT de seguir los procedimientos de operación del MER de acuerdo a la
Regulación Regional vigente.
• En la operación en tiempo real, la UT administrará el MRS con base en los resultados del
predespacho y utilizando el SAM para realizar los ajustes necesarios para cubrir a mínimo costo las
desviaciones entre los valores previstos y los valores reales.
• En lo referido al MRS, la UT utilizará las unidades generadoras disponibles para:
• a) Administrar cada día en tiempo real la generación y la demanda flexible de forma tal de cubrir a
mínimo costo las desviaciones que surjan respecto de la oferta y demanda en la operación en
tiempo real, incluyendo la administración de las condiciones de congestión que se presenten en la
red;
• b) Establecer los costos marginales de operación en tiempo real.

31. Gestión de la operación en tiempo real
• Mapa de proceso claramente
definido.
31

32. Gestión de la operación en tiempo real
• Procesos y procedimientos
debidamente documentados.
GOE-PROC006
“Coordinación y
supervisión de la
operación -
Transmisión” 2.1.2
PAMM aprobado / ajustado
Reportes de operación
en tiempo real
Programación diaria
Coordinación de maniobras
de interconexión
Reporte de análisis de
seguridad operativa
Redespacho diario
Solicitud de autorización
para ejecutar maniobras
Solicitud de maniobra de equipos
Registro de interrupción
Reporte de energ
32

33. Monitoreo de parámetros de generación
• Demanda y generación de El
Salvador.
• Estado y modo del AGC, programa
de intercambios regionales, fuente
de frecuencia y error de control de
área (ACE).
• Porcentaje de regulación
secundaria, criterios de desempeño
regionales y errores de control de
área regionales.
• Lista de méritos e identificación de
unidad marginal.
• Potencia de unidades generadoras y
modo de control.
• Generación solar. 25

34. Monitoreo de parámetros de distribución
• Gráficas de cargas de
los circuitos de
distribución por PM.
• Cargabilidad de circuitos
de distribución por
circuito o límite
subestación.
• Corriente máxima del
de
del
saturación
transductor.
• Secuencias de disparo
por desbalance de
voltajes.
• Documentos técnicos de
equipos y diagramas
unifilares.
34

35. Monitoreo y control de voltajes
• Monitoreo acorde a niveles de
tensión:
 230 kV
 115 kV
 46 kV
 34.5 kV
 23 kV
• Monitoreo de desviación del voltaje
nominal +/- 5%.
• Identificación de bancos de
capacitores conectados y cantidad
de reactivos inyectada.
• Vinculación a gráficas de voltajes en
el SEP.
35

36. Monitoreo de transformadores de potencia
36
• Monitoreo de
cargabilidad individual.
• Identificación
transformadores
cambiador
de
con
de
derivaciones bajo carga y
fijos.
• Potencia y corriente
nominal.
de
de
• Datos técnicos
transformadores
potencia.

37. Videowall
37
SER
AGC
Voltajes y
distribución
Unif ilar
Generación
Demanda
Transformadores
PMU
Alar mas
Composición del videowall

38. Videowall
• Control coordinado de
carga/generación.
avanzados
información
• Despliegues
con
concentrada.
coordinado de
• Control
voltajes.
fasorial
• Medición
simplificada.
• Diseño
“modelos
basado en
mentales” de
los operadores.
• Disminución del ruido de
colores. 30

39. Modelos de Competencia de mercado
eléctrico

40. MODELOS DE MERCADOS
ELÉCTRICOS
(HUNT y SHUTTLEWORTH)

41. Dimensiones del Cambio
Hunt y Shuttleworth agrupan las dimensiones del cambio en:
• Reestructuración: Se hace sobre acuerdos comerciales para vender
energía, separando o delimitando las estructuras de industrias
integradas e introduciendo la competencia y la oportunidad de
elección para los consumidores.
• Privatización: Cambio de propiedad de lo público a lo privado.

42. Dimensiones del Cambio
Reestructuración:
• Modelo 1: No hay competencia.
• Modelo 2: Permite un comprador particular o agencia de compra
elegir de un numero de diferentes generadores.
• Modelo 3: Permite a los distribuidores elegir su proveedor. Esto
produce competencia ente generadores y proveedores mayoristas.
• Modelo 4: Permite que todos los clientes elijan a su proveedor. Esto
implica una competencia completa a nivel minorista

43. Alternativas de Estructura
Modelo 1 Modelo 2 Modelo 3 Modelo 4
Características Monopolio Agencia de
Compra
Competencia de
Ventas al por Mayor
Competencia al por
menor
Definición
Monopolio en
todos los
niveles
Competencia en
la generación con
un comprador
específico
Competencia en la
generación y
elección para
distribuidores
Competencia en la
generación y elección
para los consumidores
finales
Generadores que
compiten
NO SI SI SI
Elección para los
comercializadores?
NO NO SI SI
Elección para los
consumidores
finales?
NO NO NO SI

44. Configuración de Modelos

45. Dimensiones del Cambio
Formas Intermedias de Propiedad:
• Institución: el gobierno cede cierto control a favor de la
autonomía de las empresas. Se adoptan prácticas comerciales,
tarifas económicas entre otros. Se enfoca en la rentabilidad.
• Corporativismo: Del control directo del Estado hacia una
corporación con administración separada. (Corporación de
propiedad del gobierno). Regulaciones económicas de políticas de
precio e inversión.
• Privatización: El gran incentivo es mejorar la eficiencia y tener
acceso al mercado de capitales. Se requiere una valoración,
evaluación y registro en una bolsa de energía.

46. Dimensiones del Cambio
Formas Intermedias de Propiedad:
Propiedad del Gobierno
Institución
Corporativismo
Corporación Pública
Privatización
Corporación Privada

47. Dimensiones del Cambio
• Antes de decidir privatizar, los países han definido primero la
estructura de la industria, es decir, es casi imposible considerar
cambios en propiedad sin considerar cambios en estructura.
• Una pregunta común que se hacen los gobernantes y reguladores
en todo el mundo es si reestructuran y/o privatizan sus sectores
eléctricos?. Cualquiera sea la razón por la cual se busque el
cambio, es necesario conocer las implicaciones de cada camino a
seguir.

48. MODELOS DE MERCADO
Se han propuesto 4 Modelos:
• Monopolio
• Agencia Compradora
• Competencia Mayorista
• Competencia Minorista

49. Modelo de monopolio de un mercado de electricidad. En el submodelo (a), la compañía es
completamente verticalmente-integrada, mientras que el submodelo (b), la distribución es
manejada por una o más compañías separadas.

50. Modelo 1: Monopolio
• Descripción:
• Sistema integrado verticalmente.
• La distribución puede realizarla otra compañía.
• Precios regulados.
• Se permite la autogeneración.
• Acuerdos de Comercio:
• Coordinación de despachos con contratos entre monopolios.
• Contratos de corto plazo.
• Acceso a la Transmisión:
• No hay costos por acceder a la transmisión.
• Entre varios países, se debe establecer un precio.
• ¿Deberían separarse los Distribuidores?
• Compañía Integrada: mejores eficiencias en cuanto a costos,
coordinación y despacho.
• Economías de escala y alcance en la compañía para seguir integrada.

51. Modelo 1: Monopolio
• Eficiencia Económica:
• El riesgo se transfiere al cliente: Si el costo aumenta, el precio aumenta.
• Obligaciones de Política Social:
• Fácil aplicar políticas en (precios uniformes, electrificación rural,
descuentos para grandes clientes).
• Presiones para el Cambio:
• Precio de nuevos competidores menor que precio del actual monopolio.

52. Modelo 2: Agencia Compradora

53. Modelo 2: Agencia Compradora
• Descripción:
• IPPs (Independent Power Producers).
• Los IPPs venden sus salidas a una agencia compradora.
• La agencia le vende a los distribuidores (monopolio).
• Acuerdos de Comercio
• Contratos entre generadores y la agencia de compra, PPA (Power
Purchase Agreement)
• Contratos contienen dos pagos: para cubrir los costos fijos y para cubrir
los costos variables de generación.
• Precios mayoristas preestablecidos: Agencia y los distribuidores.
• Acceso a la Transmisión:
• Los precios y términos para el acceso a la transmisión deben
establecerse con anticipación.
• ¿Deberían separarse la Agencia Compradora?:
• La agencia compradora podría ser una compañía separada
completamente, o llegar a ser una parte de una compañía de transmisión
separada.

54. Modelo 2: Agencia Compradora
• Eficiencia Económica:
• Facilidad al aplicar objetivos de política social.
• La agencia compradora garantiza la suficiente generación.
• Presiones para el Cambio:
• Las presiones pueden provenir de los clientes mayoristas, quienes
sienten que pueden mejorar en sistemas con múltiples agencias de
compra.
• Crecimiento acelerado de la demanda: 1 sola agencia sería un cuello de
botella.

55. Modelo 3: Competencia Mayorista
• Descripción:
• Competencia entre generadores.
• Distribuidores eligen a sus oferentes y aún ejercen monopolio.
• Los IPPs pueden vender a diferentes compradores.
• La competencia no elimina el papel del regulador, quien ejerce control
sobre las redes de transmisión y la estructura competitiva del mercado.
• Acuerdos de Comercio:
• Función de Despacho: independiente de comerciantes. Operador del
Sistema - Conservar estable la frecuencia y el voltaje de transmisión.
• Mercado Spot (Bolsa de Energía): Precio Spot de Electricidad.
• Precios de Transmisión: Costos marginales de transmisión.
• Mercado Forward (Mercado Financiero): Contratos bilaterales (se desarrolla
naturalmente sino esta inhibido por mala regulación).
• Libertad de Entrada y Salida del Mercado.

56. Modelo 3: Competencia Mayorista
• Acceso a la Transmisión:
• Generadores venden directamente a distribuidores.
• Requiere precios de transmisión para redes de alto voltaje.
• Implicaciones para la Estructura de las Compañías:
• Transmisión: Consolidarse las redes de transmisión (si hay más de una) e identificar
funciones relacionadas con las transacciones sobre las redes:
• El Despachador: Independiente para evitar auto-contratos, conserva estable el sistema y
actúa como controlador de tráfico.
• El Proveedor de Transmisión: Establece los términos para el acceso, recolecta los ingresos
por el uso y puede ser el dueño de los activos.
• El Operador de Mercado: Establece los métodos para los desbalances y desarrolla las
reglas del mercado.
• Generación y Comercio Minorista: Los distribuidores (compradores de energía) con
propiedades en generación pueden originar auto-contratos.
• Poder de Mercado en Generación: Separar compañías y remover barreras de
entrada, Limites a ganancias o rentabilidades, o precios limites.

57. Modelo 3: Competencia Mayorista
• DESPACHADOR (OPERADOR DEL SISTEMA – ISO):
• Despacho económico con base en programas computacionales para
determinar la programación de costo mínimo considerando las restricciones
y contingencias del sistema.
• Planifica la operación de corto plazo del sistema.
• Asegurar la continuidad y calidad del servicio.
MODULO DE
DESPACHO
VARIABLES DE
DEMANDA Y
DE GENERACIÓN
DATOS
BÁSICOS
VARIABLES
PARA EL
CÁLCULO DE
CANTIDAD
TARIFAS
HORARIAS
ACTUALIZACIÓN
DE TARIFAS
DISCRIMINAR
BOLSA
DESPACHO DE
CONTRATOS Y
EXPOSICIÓN EN
BOLSA POR
AGENTE
INFORMAR A
LOS AGENTES
ORDENAMIENTO
BALANCE DE
ENERGÍA

58. Modelo 3: Competencia Mayorista
Distribución
Comercialización
Generación
Transmisión
Bolsa-POOL
Largo plazo
( contratos)
Clientes
Flujo Físico
Flujo Financiero
Monopolio Natural
Competencia
Distribución
Comercialización
Generación
Transmisión
Bolsa-POOL
Largo plazo
( contratos)
Clientes
Flujo Físico
Flujo Financiero
Monopolio Natural
Competencia

59. Modelo 3: Competencia Mayorista

60. Modelo 4: Competencia Minorista
• Descripción:
• Los consumidores tienen acceso a los generadores en forma directa o a
través de los comercializadores.
• Separar completamente la generación y comercialización del transporte de
energía.
• Libre entrada y salida para el mercado generador.
• Libre entrada al mercado para los comercializadores.
• El pool funciona como un subastador: enlaza la oferta con la demanda y
determina el precio spot.
• Acuerdos de Comercio:
• Acceso abierto a la red de alto (transmisión) y de bajo voltaje
(distribución).
• Mecanismos para contratos bilaterales.
• Es esencial un mercado spot (acuerdos contractuales entre clientes y
productores sobre una red de propiedad de un tercero).
• El propietario de la red equilibra los desbalances a través de acuerdos
comerciales.
• Cada cliente es medido en tiempo real.

61. Modelo 4: Competencia Minorista
• Implicaciones para la estructura de las compañías:
• Generación y comercialización: El auto-contrato no es un problema
cuando una sola compañía sea generadora y distribuidora-minorista. El
valor agregado en la comercialización parece ser muy pequeño.
• Distribución y comercialización: Pueden integrarse, El operador del
sistema de distribución debería ser independiente (habría intereses en
contra de otros comercializadores).
• Transmisión y distribución: propensas para el monopolio, pueden
integrarse.
• Eficiencia Económica:
• Quienes ingresan al mercado lo hacen con mejores desarrollos
tecnológicos y precios bajos.
• Argumentos para la competencia: Eficiencia en producción, inversión y
consumo.
• Mientras más clientes se tengan, más competitivo sería el mercado.

62. Modelo 4: Competencia Minorista
• Obligaciones de Política Social:
• Los programas sociales solamente pueden ser aplicados a
través de mecanismos de subsidios específicos o por un
impuesto a las ventas totales.
• El gobierno puede definir políticas siempre y cuando las
considere apropiadas, pero puede generar problemas en el
mercado.

63. Modelo 4: Competencia Minorista