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Mestrado em Engenharia e Gestão da Tecnologia Instituto Superior Técnico

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Mestrado em Engenharia e Gestão da Tecnologia Instituto Superior Técnico Sessão: Liberalização do Mercado de Energia Lisboa, 27 de Novembro de 2004 www.ren.pt. ÍNDICE. Introdução Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

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Mestrado em Engenharia e Gestão da Tecnologia

Instituto Superior Técnico

Sessão: Liberalização do Mercado de Energia

Lisboa, 27 de Novembro de 2004

www.ren.pt

ndice
ÍNDICE

Introdução

Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

O Modelo de Mercado

OMI (Operador de Mercado Ibérico)

Oportunidades e Desafios

I.

II.

III.

IV.

V.

VI.

A regulação da REN

VII.

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I.

Introdução

i introdu o
I. Introdução
  • Desde o final dos anos 80, tem-se verificado uma marcada tendência para a reforma do Sector Eléctrico, no sentido da transformação da estrutura do mercado, operação do sistema eléctrico e arranjos institucionais.
  • Os principais pilares desta reforma foram a liberalização das actividades potencialmente concorrenciais, a reforma da regulação nos segmentos com características de monopólio natural, a privatização de empresas de capitais públicos e a criação de novas autoridades regulatórias.
  • Os países da UE encontram-se, com graus de evolução diferentes, a liberalizar as suas indústrias da electricidade. O verdadeiro impulso foi dado pela Directiva de 96 tendo sido sobretudo relevante a exigência de os EM’s permitirem os novos produtores a acederem à rede de transporte, e os maiores consumidores de electricidade a escolherem o seu “comercializador”.
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II.

Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

ii sector el ctrico caracteriza o t cnica e econ mica
II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica
  • Dadas as características tecnológicas do sector eléctrico, com segmentos de monopólio natural, não é possível ter um mercado de electricidade completamente concorrencial.
  • Num mercado concorrencial, com imperfeições, o melhor que podemos esperar é a introdução de concorrência praticável.
  • A electricidade tem de ser produzida (gerada) no instante em que é consumida. Não é armazenável. Deve então existir sempre alguma capacidade de reserva.
  • Os fluxos de energia, dos produtores para os consumidores, não podem ser direccionados através da acção humana, sendo distribuídos ao longo da rede de acordo com leis da física.
  • O problema central no desenvolvimento dos mercados de electricidade é a necessidade de o operador do sistema ter de gerir as complexas interacções de curto prazo na rede e manter a estabilidade desta (frequência e tensão). O controlo da utilização da rede de transporte significa o controlo do despacho.
ii sector el ctrico caracteriza o t cnica e econ mica1
II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica
  • O papel de operador do sistema é então fundamental para conceber e operacionalizar um mercado concorrencial.
  • Aspectos centrais na concepção de um mercado concorrencial:
      • Flexibilidade real na actuação dos participantes.
      • O decréscimo dos custos
  • Os mercados de electricidade contêm mecanismos de equilíbrio de curto prazo, com base nos quais os preços são formados, tendo por base elementos estocásticos e são, portanto, muito voláteis.
  • Temos, assim, que muitos produtores e consumidores vêem como indesejável esse nível de volatilidade, sendo então necessário dispôr de mercados que proporcionem alguma forma de cobertura e gestão do risco (mercados a prazo).
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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

Fluxos de energia no Mercado de Electricidade Concorrencial

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

A.Situação Actual (2001)

Energia Final / Estrutura

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

A.Situação Actual (2001)

Energia primária

Energia final

Fonte: EURPROG, DGE

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

B.Situação Futura (2010)

Energia Final / Estrutura

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

B.Situação Futura (2010)

Energia primária

Energia final

Fonte: EURPROG

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

Sistema Eléctrico Português

Potência Instalada – Nov.2004

Sistema Eléctrico Público (SEP)

Sistema Eléctrico Independente

(SEI)

Térmicas (SENV) 785 MW

Hídricas (SENV) 465 MW

Cogeração +RSU+Biomassa 1 398 MW

Mini Hídricas 355 MW

Eólicas 370 MW

Total3 425 MW

Térmicas 5 507 MW

Hídricas 4 367 MW

Total9 874 MW

Total da Potência Instalada - 12 050 MW

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

Sistema Eléctrico Espanhol

Potência Instalada – 2003

Fonte: CNE

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II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

Estrutura empresarial da produção

ii sector el ctrico caracteriza o t cnica e econ mica2
II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

Bolsas de energia Europeias - Tendências de consolidação

ii sector el ctrico caracteriza o t cnica e econ mica3
II. Sector Eléctrico: Caracterização Técnica e Económica

COMPARAÇÃO DO MIBEL COM OUTROS MERCADOS

compara o entre os diferentes submercados europeus

III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

Comparação entre os Diferentes Submercados Europeus

Fonte: “El Mercado Ibérico de Electricidad. Una Perspectiva desde España” 8º Congresso Luso Espanhol de Engenharia Electrotécnica, 3-5 Julho 2003

dimens o dos sistemas de portugal espanha e conjunto mibel

III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

Dimensão dos Sistemas de Portugal, Espanha e Conjunto (MIBEL)

Fonte: “El Mercado Ibérico de Electricidad. Una Perspectiva desde España” 8º Congresso Luso Espanhol de Engenharia Electrotécnica, 3-5 Julho 2003

participa o da ren na concretiza o do mibel

III. A Criação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL)

Participação da REN na concretização do MIBEL
  • A participação da REN na concretização do MIBEL tem como objectivo estabelecer as condições que permitam o funcionamento do Mercado Ibérico de Electricidade nas vertentes de:
    • Garantia da segurança do abastecimento
    • Desenvolvimento das infraestruturas de transporte, como suporte físico para as transacções dos agentes de mercado
    • Estabelecimento de normas harmonizadas de operação do sistema, como garantia de eficiência e transparência na gestão da plataforma física de suporte do mercado
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IV. O Modelo de Mercado

CARACTERÍSTICAS DA ELECTRICIDADE COMO MERCADORIA

  • Elevada volatilidade do preço
  • Necessidade de disposições específicas na regulação do transporte
  • Diagrama físico horário sintetizado com transacções nos diversos mercados (prazos)

Não Armazenável

Reduzida Elasticidade da Procura

Fluxos físicos de energia regidos por leis da física e não por regras de mercado

  • Equilíbrio Instantâneo Geração/Consumo
  • Impossibilidade de arbitragem física
  • Incerteza de volume (procura)
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IV. O Modelo de Mercado

MERCADO DE ELECTRICIDADE (CURTO PRAZO)

Preço da Energia

(€/MWh)

Custo Marginal de Curto Prazo

Preço às

19:00-19:30

Procura

19:00–19:30

Preço às

09:00-09:30

Procura

09:00–09:30

Preço às

4:00-4:30

Procura

4:00–4:30

Qmax

Q1

Q2

MW

diagrama de consumo di rio t pico

IV. O Modelo de Mercado

DIAGRAMA DE CONSUMO DIÁRIO TÍPICO

MW

Perfil de carga a

SPOT-horas individuais

(24 leilões)

satisfazer

Futuros/OTC-Ponta

Futuros/OTC-Base

Futuros/OTC-Base

0

8

12

20

24h

sobreposi o de produtos para composi o do diagrama f sico

IV. O Modelo de Mercado

SOBREPOSIÇÃO DE PRODUTOS PARA COMPOSIÇÃO DO DIAGRAMA FÍSICO

O diagrama de Produção/Consumo é constituído com a sobreposição da contratação efectuada nos diversos mercados (organizados ou bilaterais)

Produtos

Compra

Mercado Ajustes

Venda

Ponta

Base

Longo/Medio Prazo

Dia anterior

Tempo real

Tempo até à entrega física

Prazo

Dias / horas

Anos / meses

Tempo real

mibel 3 n veis de interliga o

IV. O Modelo de Mercado

MIBEL - 3 NÍVEIS DE “INTERLIGAÇÃO”
  • Físico:
    • Desenvolvimento/reforço da capacidade de interligação
    • Coordenação de trabalhos de manutenção
  • Económico:
  • Condições de acesso à interligação
  • Remunerações e encargos dos agentes, nomeadamente CTC/CMEC
  • Legal/Regulatório
  • Regras de operação dos sistemas
  • Regras de operação do mercado
  • Estabelecimento de tarifas e demais condições de acesso dos agentes

CTC – Costes deTransición a la Competencia

CMEC – Custos de Manutenção do Equilíbrio Contratual

a constru o do mercado ib rico de electricidade abordagem sequencial

2003

(Início)

2006

(Consolidação)

IV. O Modelo de Mercado

A CONSTRUÇÃO DO MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE: ABORDAGEM SEQUENCIAL

2004

(Estabelecimento)

PARA FINALIZAR O PROCESSO: PLATAFORMA FÍSICA, ECONÓMICA E REGULATÓRIA NO MERCADO IBÉRICO

FÍSICO

  • REN e REE elaboram documentos para a interconexão de infraestruturas
  • Análises da procura do sistema Ibérico
  • Interligação Alto Lindoso-Cartelle
  • Interligação Alqueva-Balboa
  • Interligação do Douro
  • Eixo do Tejo
  • Mecanismos para gestão do congestionamento
  • Finalização dos CAE e regulação dos CMEC’s

ECONÓMICO

  • Mercado a prazo (OMIP)
  • Mercado Spot
  • (OMIE/OMEL)
  • Convergência da estrutura tarifária
  • Desenvolvimento dos produtos e serviços do OMI
  • Procedimentos da operação do sistema
  • Publicação de nova legislação para o sector eléctrico português

LEGAL/

REGULATÓRIO

  • Abertura do mercado português a todos os consumidores de baixa tensão
  • Hamonização legal e regulatória
iv o modelo de mercado
IV. O Modelo de Mercado

EVOLUÇÃO DA PROCURA DE ELECTRICIDADE NO MIBEL

iv o modelo de mercado1
IV. O Modelo de Mercado

PRODUÇÃO NO MIBEL NA MÉDIA DOS REGIMES HIDROLÓGICOSResultados dos estudos de planeamento conjunto

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ALQUEVA-BALBOA

CARTELLE-LINDOSO

(2º circuito)

Eixo do TEJO

DOURO

INTERNATIONAL

INTERLIGAÇÃO

DO NOVO SUL

IV. O Modelo de Mercado

MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE:

DESENVOLVIMENTO DA INTERCONEXÃO DE INFRAESTRUTURAS

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IV. O Modelo de Mercado

MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE:

INVESTIMENTO NAS INFRAESTRUTURAS DE INTERLIGAÇÃO

INVESTIMENTOS ESTIMADOS (M €)

  • Espanha (*) Portugal (**) TOTAL
  • Alqueva - Balboa 400 kV 14 7 21
  • Aldeadávila - Douro Inter. 400 kV 3 19 22
  • Cartelle - Lindoso 400 kV (2º circ.) 6 1 7
  • Total 23 27 50
  • Investimentos Estimados em uprating 6
  • (*) fonte: REE
  • (**) fonte: REN
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2004 2006 2007/08

PT ES

INVERNO 600 - 900 1250 - 1390 1890 - 2100

PT ES

VERÃO 450 - 700 1080 - 1240 1510 - 1730

ES PT

INVERNO 600 - 1050 900 - 1100 1530- 1870

ES PT

VERÃO 500 - 850 1120 - 1130 1450 - 1780

IV. O Modelo de Mercado

CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO

Como resultado do trabalho desenvolvido durante o ano de 2003, prevê-se o seguinte desenvolvimento da capacidade de interligação entre Portugal e Espanha:

NOTA: Poderão temporariamente ocorrer valores inferiores em caso de interrupção ou de impossibilidade na implementação dos upratings previstos pela REN e REE.

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Nível MW - NTC

2008+

2000

2008

1600

2006

1200

2004

800

E - P

400

0

Jul

Mai

Set

Jun

Out

Jan

Mar

Fev

Abr

Nov

Dez

Ago

-400

P- E

-800

-1200

-1600

-2000

Pico

Base

Capacidade Comercial de Interligação; - Nível NTC 2008 + 10%

Capacidade Comercial de Interligação - Nível NTC 2008

Capacidade Comercial de Interligação; - Nível NTC 2006

Capacidade Comercial de Interligação - Nível NTC 2004

IV. O Modelo de Mercado

INTERLIGAÇÕES ENTRE PORTUGAL E ESPANHA

2008 Horizonte

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IV. O Modelo de Mercado

CUSTOS MARGINAIS DE PRODUÇÃO

Index

2008

101,5

101,0

100,5

100,0

99,5

700

1080

1485

1634

(2006)

(2008)

(2008+)

(2004)

Níveis médios NTC (MW)

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IV. O Modelo de Mercado

Alguns aspectos fundamentais:

  • Um Operador de Mercado (OMI) único, que actua como Bolsa de Energia
    • Faz a gestão dos mercados diário, intradiário e a prazo.
    • Efectua o encontro das ofertas nesses mercados.
    • Procede à liquidação nos mercados que gere, com base nos programas.
    • Não recebe informação dos Contratos Bilaterais Físicos.
    • Comunica aos Operadores dos Sistemas os programas negociados no OMI.
  • Dois Operadores de Sistemas, um em cada país
    • Cada um opera na sua área de controlo
    • As suas funções serão:
      • A propriedade da rede de transporte correspondente
      • A gestão e liquidação dos serviços de sistema e dos desvios
      • A gestão das interligações internacionais
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V.

O OMI (Operador de Mercado Ibérico)

o omi e modelo de funcionamento

V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico)

O OMI e Modelo de Funcionamento
  • Os Governos de Portugal e Espanha comprometeram-se a criar um Operador de Mercado Ibérico único (OMI), que terá um carácter bipolar interligado:
    • A gestão do mercado diário e intradiário será da competência do pólo espanhol;
    • A gestão dos mercados a prazo será da competência do pólo português.
  • O Sector eléctrico é extremamente capital intensivo, o que leva os agentes de mercado a uma procura intensa pela minimização do risco associado a projectos de investimento em novas infraestruturas. Uma forma possível consiste no estabelecimento da possibilidade de existência de contratos a prazo, negociados de uma forma bilateral ou em mercado.
  • Característica essencial para o aparecimento do mercado de derivados (futuros, opções, “forwards”) é a da volatilidade dos preços (de energia eléctrica).
o omi e modelo de funcionamento cont

V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico)

O OMI e Modelo de Funcionamento (cont.)
  • A questão central para o sucesso do futuro mercado é o da sua liquidez, seja pelo volume e natureza das transacções, seja pelo número de agentes que nele operam.
  • Conhecido o estado de concentração da produção e distribuição de energia eléctrica na Península, a ultrapassagem do problema da liquidez passa pela abertura do mercado regional ibérico à operação de agentes que lhe são exteriores, aumentando o número de agentes empresariais de produção e distribuição e diversificando-a, por exemplo, através de comercializadores.
  • Entre a produção e a comercialização, temos esse dado intrínseco e rígido, na tecnologia disponível para a electricidade, que são as redes de transporte e distribuição.
  • Hoje há, em Portugal, um embrião de mercado constituído pelo Gestor de Ofertas, organicamente inserido na REN; em Espanha, há a OMEL.
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V. O OMI (Operador de Mercado Ibérico)

O OMI e Modelo de Funcionamento (cont.)

  • A constituição do Pólo Português do Operador de Mercado obedecerá aos seguintes princípios básicos:
    • Funcionamento como um mercado integrado – preço de referência único para toda a Península (o qual servirá de base para as liquidações da contratação a prazo durante o período de negociação);
    • Articulação dos pólos diário e a prazo, materializando o conceito de “OPERADOR DE MERCADO IBÉRICO ÚNICO, COM CARÁCTER BIPOLAR INTEGRADO”;
    • Liberdade de opção pela liquidação física ou financeira, mediante manutenção em fecho de posições no período de negociação;
    • Resolução de restrições em articulação com o mercado diário.
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VI.

Oportunidades e Desafios

mibel

VI. Oportunidades e Desafios

MIBEL

Cimeira Ibérica de 8/9 de Novembro de 2003 – Comunicação à imprensa

Vantagens esperadas:

  • A competição trazida pelo MIBEL cria condições para:
    • A diminuição dos preços para os consumidores ;
    • O aumento da qualidade do serviço prestado;
    • O aumento da competitividade das empresas;
  • O mercado a prazo aumenta a previsibilidade do preço, permitindo maior certeza no planeamento de custos para as empresas.
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VI. Oportunidades e Desafios

Importância do OMIP no aumento da competitividade

Um mercado a prazo com liquidez deverá melhorar:

  • A gestão dos seguintes riscos:
    • Hidraulicidade – (cerca de 12 % de variação em volume entre ano seco e húmido);
    • Custos de Fuel;
    • Take or Pay nos contratos de gás de longo prazo.
  • Para alcançar estes objectivos será útil:
    • Contratos com duração superior a um ano (ao contrário do previsto nos últimos acordos);
    • Soluções não mandatórias baseadas na participação voluntária dos agentes de mercado.

O desenho do OMIP apresentado pelo governo português está em conformidade com estes objectivos.

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VI. Oportunidades e Desafios

OMIE

Será possível um preço ibérico único?

Como referido anteriormente, e se as posições dominantes não abusarem do seu poder de mercado, pode-se esperar:

Antes de 2005 – Congestão nas interligações em anos secos;

2005 - 2007 – Poucas situações de congestão das interligações, ocorrendo essencialmente em anos secos;

Depois de 2007 – Raras situações de congestionamento, permitindo a existência de um preço ibérico único.

Antes de 2008 a um preço único só será possível,em todos os regimes hidrológicos, se o counter trading for utilizado como método de gestão da interligação. (Esta solução de gestão é actualmente utilizada no mercado Espanhol para resolver restrições regionais).

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VI. Oportunidades e Desafios

Obstáculos à concorrência de preços no Mercado Ibérico

  • Elevado Nível de Concentração (a participação conjunta dos três players mais relevantes excede os 90%);
  • Apesar de legalmente a produção e comercialização não poder ser realizada em empresas com actividades reguladas, podem pertencer à mesma holding:
    • O acesso à rede tem de ser negociado com o distribuidor da zona, que está ligado ao comercializador pertencente à mesma holding;
    • A informação dos perfis de procura não está igualmente disponível para todos os comercializadores.
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VI. Oportunidades e Desafios

Obstáculos à concorrência de preços no Mercado Ibérico (cont.)

  • Relações entre produção e comercialização:
    • Permite uma cobertura de risco não disponível para comercializadores independentes;
    • Juntamente com altas quotas de consumo permitem alguma “condução do preço de mercado.

Em Portugal também existe uma única grande empresa com activos relevantes na produção e distribuição.

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EVOLUÇÃO TEMPORAL

* - valores indicativos

OMIP

OMIE

REN

REE

VI. Oportunidades e Desafios

MERCADO IBÉRICO DE ELECTRICIDADE VISÃO GLOBAL

Modelo em discussão

T-1ano*

T-48h*

T-4h*

T- 0

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VI. Oportunidades e Desafios

NOVOS MERCADOS ASSOCIADOS À ELECTRICIDADE

Mercado do Carbono(licenças de emissão de CO2)

Mercado de Certificados Verdes

Evolução da Tecnologia e dos Custos

Energias Renováveis no Mercado

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VII.

A regulação da REN

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Organisation of the Portuguese Electricity System (under revision)

NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM (SEN)

ENERGY GOVERNMENT DEPT. (DGGE)

INDEPENDENT REGULATORY ENTITY (ERSE)

INDEPENDENT ELECTRIC SYSTEM

(SEI)

PUBLIC ELECTRIC SYSTEM

(SEP)

PRODUCERS

Non-Binding System

(SENV)

Special Regime

Generators (PRE)

TRANSMISSION System Operator

SMALL HYDRO

(< 10 MVA)

PRODUCERS

(IPP’s)

OTHER RENEWABLE

DISTRIBUTION & SUPPLY

DISTRIBUTION

COGENERATION

CUSTOMERS

CUSTOMERS

slide54

Regulatory Environment (Under Revision)

PUBLIC SYSTEM

MARKET SYSTEM

SPECIAL REGIME

GENERATION

GENERATION

GENERATION

TRANSMISSION

Bilateral Contracts

DISTRIBUTION & SUPPLY

PPA

CUSTOMERS

CUSTOMERS

Regulator

Government

slide55

Organisation of the Portuguese Electricity System (2005)

NATIONAL ELECTRICITY SYSTEM (SEN)

ENERGY GOVERNMENT DEPT. (DGGE)

INDEPENDENT REGULATORY ENTITY (ERSE)

REGULATED ELECTRIC SYSTEM

MARKET SYSTEM

REGULAR

PRODUCERS

TRANSMISSION System Operator

Special Regime

Generators (PRE)

MARKET OPERATOR

DISTRIBUTION (Wires)

SMALL HYDRO

(< 10 MVA)

SUPLLIERS

OTHER RENEWABLE

REGULATED SUPLLIER

DISTRIBUTION

COGENERATION

CUSTOMERS

CUSTOMERS

slide56

Regulatory Environment (2005)

REGULATED SYSTEM

MARKET SYSTEM

SPECIAL REGIME

REGULAR GENERATION

GENERATION

TRANSMISSION

MARKET OPERATOR

Bilateral Contracts

DISTRIBUTION (Wires)

SUPPLIERS

REGULATED SUPPLIER

Regulator

Government

CUSTOMERS

CUSTOMERS

slide57

REN’s Regulatory Environment (1998)

Electricity Sector Laws

REN’s Public Concession Contract (Government)

Grid Technical Code ( DGGE)

Quality of Service Code (DGGE)

(Commercial Provisions & Monitoring by ERSE)

Commercial Relationship Code (ERSE)

Access to the Grids and to the Interconnections Code (ERSE)

Tariff Code (ERSE)

Dispatch Code (ERSE)

DGGE = Government Energy Department

ERSE = Energy Regulator

slide58

Settlement

Operator

Bilateral

Contracts

Operator

SEP

(Almost)

Single Buyer

Transmission

System Operator

(Dispatch)

Real Time Control (Generating Units > 10 MW)

Grid Planning and Construction

Validation of Market Schedules

SEP Generation Expansion Planning

Metering System

Market Schedules Deviations

Generation Maintenance Coordination

Grid Operation and Maintenance

Market Agents Support

PPA’s Manager

Deviations and Access Tariffs Invoicing

Security of Supply Restrictions

Market Information System

SEP GenerationOperations Planning by Merit Order

Secondary and Tertiary Control

Electricity Trading out of SEP

Network Studies

Energy Invoicing

Information System

slide59

The 3 Regulated Activities of REN(Accounting Unbundling – 1999)

5 Functions = 3+1 Procedure Manuals

3 Activities = 3 Tariffs

SEP (Almost) Single Buyer

Procedures Manual

SEP (Almost) Single Buyer

Capacity and Energy Tariff (TEP)

System Operator

Procedures Manual

Global System Management

Global Use of the System Tariff (UGS)

Bilateral Contracts Operator

Procedures Manual

Settlement Operator

Procedures Manual

Electricity Transmission

Electricity Transmission

Use of the Transmission Grid Tariff (URT)

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The 3 Regulated Tariffs of REN – Allowed Revenues(Under revision)

Capacity and Energy Tariff (TEP(REN))

Global Use of the System Tariff (UGS)

Use of the Transmission Grid Tariff (URT)

  • PPA’s Cost
  • Energy Importing Cost
  • Assets depreciation Cost
  • Special Regime Generators Cost
  • Departmental Costs
  • Hydro Correction Fund
  • Energy Exporting Revenue
  • Spinning Reserve Costs
  • Thermal Units Start-up Costs
  • Surplus Cost of the Special Regime Generators
  • Redispatch Cost of Congestions in the Transmission Grid
  • Synchronous Condensers Operation Costs
  • Departmental Costs
  • Control System Telecommunication Costs
  • Regulator Costs
  • Islands’ Isolated Electric Systems Surplus Costs
  • Assets Depreciation Cost
  • Spinning Reserve Costs
  • Thermal Units Start-up Costs
  • Surplus Cost of the Special Regime Generators
  • Departmental Costs
  • Assets Depreciation Cost
  • Redispatch Cost of Congestions in the Transmission Grid
  • Synchronous Condensers Operation Costs

+ ROR

on Net Assets

+ ROR

on Net Assets

+ROR

on Net Assets

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