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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999

REMUNERACION DE LA REDREMUNERACION DE LA RED

Hugh Rudnick

Pontificia Universidad Católica de ChileDepartamento de Ingeniería Eléctrica

Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE. Santiago de Chile, Chile, Noviembre 1999

Remuneración de la transmisión

Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valornuevo reemplazo)

Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postagestamp, MW-mile, contract-path

Ingresos variables (tarifario) + término complementario

Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia

Factores de distribución

Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios

2


obligación de interconexión libre acceso entrada al negocio remuneración distribución de pagos

organización y propiedad expansión

REGULACION DE LA TRANSMISION

economías de sistemas interconectados base de la competencia

Elementos regulatorios

economías de escala significativasgrandes inversiones a remunerar

REMUNERACION DE LA TRANSMISION

Actividades a remunerar:-operación-mantenimiento -pérdidas-inversión-expansión

3


REMUNERACION DE LA TRANSMISION

Condicionantes de los costos a remunerar:

•indivisibilidad-voltajes estandarizados

•economías de escala-en lineas, transformadores y equipos de compensación

•requirimientos de seguridad -redundancias (criterio n-1)

Costos medios de líneas de transmisión Sistema Interconectado Central Chileno

US$/MW/km

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

15

4 k

V

22

0 k

V

50

0kV

4


CMedio=L0,8 K-0,58 e(3,28+0,40N) [kUS$/MVA]

CMg= 0,42 CMedio

Costos de líneas de transmisión en función de:longitud (L), capacidad (K) y número de circuitos (N)

CMedio= 139,371 K-0,307 [kUS$/MVA]

Costos de transformadores en función de:capacidad (K)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

0 200 400 600 800

Línea

Trafo

Economías de escala en transmisión y transformación

MVA

Miles US$/MVA

5


•Promover la operación diaria eficiente del mercado eléctrico.•Compensar a los propietarios de los sistemas de transmisiónexistentes.•Entregar señales a inversionistas en generación y demanda sobrela ubicación ventajosa de ellas.•Entregar señales a inversiones en el sistema de transmisión.

•Ser simple y transparente.•Ser políticamente implementable.

Principios de regulación de la transmisiónStanford Energy Modeling Forum

Colombia 1997

LINEASLINEAS

STN ISA STN ISA

A 230 kV 8579 km 6262 km A 500 kV 1065 km 1065 km

A 230 kV 8579 km 6262 km A 500 kV 1065 km 1065 km

TRANSFORMACIONTRANSFORMACION

STN ISASTN ISA

8980 MVA 5152 MVA8980 MVA 5152 MVA

SUBESTACIONESSUBESTACIONES

STN ISA STN ISA

500 kV 4 4230 kV 66 22

500 kV 4 4230 kV 66 22

6


SALTO GRANDESALTO GRANDE

COLONIA ELIA

RIO GRANDE

EMBALSE

ROSARIO

HENDERSON

MALVINAS

RODRIGUEZ

EZEIZA

ABASTO

OLAVARRIA

BAHIA

BLANCAEL CHOCON

STO TOME

RECREO

YACYRETA

RESISTENCIA

ROMANG

GRAN MENDOZA

ALMAFUERTE

EL BRACHO

PIEDRA DEL AGUILA

ALICURA

PLANICIE BANDERITA

PUELCHES

CHOELE CHOEL

PTO MADRYN

FUTALEUFU

500 kV 7.752 km330 kV 1.111 km220 kV 1.403 km132 kV 10.055 km

Argentina 1997

Huinco

Malpaso

Piura Oeste

Chiclayo Oeste

Trujillo Norte

Marcona

ECUADOR

COLOMBIA

BRASIL

CHILE

San Nicolás

CH. Carhuaquero

Cajamarca

Sullana

Paita

Arenal

VerdunTalara

Zorritos

Zapallal

Chavarría

San Juan

Ventanilla

M. Aguila

Caraz

Paragsha II

Yaupi

Oroya

Pachachaca

Huayucachi

Mantaro

Restitución

Huanta

Ayacucho

Charc.IV

Ayacucho

Quillabamba

Machupicchu

CuzcoCombapata

TintayaAzangaro

Juliaca

Puno

Ica

Charc.VICharc.V

Socabaya

C.Verde Botiflaca

Aricota 2

La Yarada

Ref.IloCT.Ilo

IloToquep.

Locum

Moyopampa

Matucana

Carhuamayo

Guadalupe

OC

EA

NO

PA

CIFIC

O

BO

LIV

IA

Pomacocha

Huancavelica

HuampaníCallahuanca

Aguaytía

Huánuco

Tingo María

Cahua

Malacas

C. Del Pato

HuarazTicapampa

Carhuaz

Paramonga

Chimbote

Gallito Ciego

Santa Rosa

Independencia

Aricota 1

Tomasiri

Tacna

Huinco

Malpaso

Piura Oeste

Chiclayo Oeste

Trujillo Norte

Marcona

ECUADOR

COLOMBIA

BRASIL

CHILE

San Nicolás

CH. Carhuaquero

Cajamarca

Sullana

Paita

Arenal

VerdunTalara

Zorritos

Zapallal

Chavarría

San Juan

Ventanilla

M. Aguila

Caraz

Paragsha II

Yaupi

Oroya

Pachachaca

Huayucachi

Mantaro

Restitución

Huanta

Ayacucho

Charc.IV

Ayacucho

Quillabamba

Machupicchu

CuzcoCombapata

TintayaAzangaro

Juliaca

Puno

Ica

Charc.VICharc.V

Socabaya

C.Verde Botiflaca

Aricota 2

La Yarada

Ref.IloCT.Ilo

IloToquep.

Locum

Moyopampa

Matucana

Carhuamayo

Guadalupe

OC

EA

NO

PA

CIFIC

O

BO

LIV

IA

Pomacocha

Huancavelica

HuampaníCallahuanca

Aguaytía

Huánuco

Tingo María

Cahua

Malacas

C. Del Pato

HuarazTicapampa

Carhuaz

Paramonga

Chimbote

Gallito Ciego

Santa Rosa

Independencia

Aricota 1

Tomasiri

Tacna

Perú 1998

7


Bolivia 1998

1700 km

SIC Chile

SIST. INTERC.

INGLÉS

SIST. INTERC. ESPAÑOL

500

km

750

km

8


Remuneración del sistema de transmisión

Recuperación de costos para hacer sustentable elnegocio de la transmisión

Mecanismo de retribución de costos puede•estimular mayor eficiencia en la gestión de la red•entregar incentivos para la expansión de la red.

Remuleración de la transmisión







9


Costos involucrados

-inversión en equipos-líneas-subestaciones, protecciones, comunicaciones-maniobra y compensación-transformadores-compensación de reactivos

-operación y mantenimiento

-pérdidas óhmicas

-costos de servicios complementarios

Determinación del costo reconocido

•Price capprecios máximos

•IPC-Xindice precios consumidor - x

•Valor Nuevo Reemplazo (VNR)costo de renovar lass obras y bienes físicosdestinados a prestar el mismo servicio con latecnología y precios vigentes

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Costos Unitarios de TransmisiónColombia 1997

230 kV• Línea circuito sencillo 115.000 US$/km• Línea doble circuito 179.000 US$/km• Módulo terminal de línea 1.836.000 US$

500 kV• Línea 310.000 US$/km• Bahía interruptor y medio 3.099.000 US$

Valores en US$ de junio de 1996

ISA 1998

VNR y COYM de líneas de transmisión

11


VNR y COYM de Subestación Maitencillo

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COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENCI ÓNCOSTO DE OPERACIÓN Y MANTENCI ÓN

(Sistema Interconectado Central, Chile)(Sistema Interconectado Central, Chile)

Voltaje Subestaciones Líneas

500 kV 2,6% 1,8%

220 kV 2,9% 2,0%

154 kV 3,2% 2,2%

110 kV 3,5% 2,4%

66 kV 3,9% 2,7%

13 kV 4,6% 3,3%

Voltaje Subestaciones Líneas

500 kV 2,6% 1,8%

220 kV 2,9% 2,0%

154 kV 3,2% 2,2%

110 kV 3,5% 2,4%

66 kV 3,9% 2,7%

13 kV 4,6% 3,3%

COSTOS DE SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO

PERU “ Sistema Económicamente Adaptado: es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio”

El regulador no sólo es responsable de determinar el sistema adaptado, sino que también restringe los ingresos al transmisor en base a dicho sistema adaptado

BOLIVIA “ Sistema Económicamente Adaptado: es el Sistema Eléctrico dimensionado de forma tal, que permite el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad, procurando el costo mínimo y manteniendo la calidad del suministro”

Comité Nacional de Despacho de Carga considera Sistema Económicamente Adaptado para cálculo de tarifas.

El precio máximo de transmisión pagado por los Generadores conectados al Sistema Troncal de Interconexión, deberá cubrir el costo total de Transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración de un Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión

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VALORACION DE LA TRANSMISION

Costo transmisión = Valor nuevo de reemplazo +operación + mantención

País Valor Nuevo Valoración del Reemplazo costo

Argentina Parcial (costos hundidos) Regulado

Bolivia Total (sistema adaptado) Regulado

Chile Total (real) Negociación

Perú Total (sistema adaptado) Regulado

VALORACION MEDIANTE LICITACION

- mecanismos competitivos

- remuneración según ofertacostos estándares de inversióncostos de operación y mantenimiento

-utilizado para expansión en nuevas instalacionesArgentinaEspañaPerú

VALORACION DE DISPONIBILIDAD

- remuneración, incentivos y multas

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Criterios de asignación de pagos. Esquemas simples: Postagestamp, MW-mile, contract-path





Distribución de pagos de transmisión- peajes

Diversos esquemas tarifarios definen:•Forma en la que se recuperarán los costos - Quiénes deben pagar por latransmisión

•Forma en que se distribuyen los pagos entre los agentes - Criterios quedeterminan cuánto debe pagar cada agente

•Quién calcula y aprueba las tarifas

La elección del esquema de tarificación es fundamental, ya que unmecanismo bien diseñado puede otorgar a los usuarios de la red

•Incentivos, tanto de corto plazo como largo plazo, para un uso eficientede los recursos del sistema;

•Señales tarifarias para una readecuación de los consumos hasta lalocalización de nuevas instalaciones de generación en zonas cercanasal consumo.

* Peajes punto a punto* Peajes de sistema

15


Separación de pagos según funciones:-sistema troncal o principal-sistema secundario

SST SPT SPT

SST

SST

SST

~ ~ ~ ~G1 G2 G3 G4

LIBRE-1DIS-1 DIS-3LIBRE-2DIS-2

SSTSST

Peajes punto a puntodesde generador 1 a consumo libre 2

~ ~ ~ ~G1 G2 G3 G4


16


~ ~ ~ ~G1 G2 G3 G4


Peajes de sistemadesde generador 1 a consumos

ESQUEMAS SIMPLES: pagos de transmisión en EEUU

Peajes o Transacciones “Wheeling”o “punto a punto”

• Se denomina “wheeling” al transporte de energía eléctricadesde una entidad vendedora a una compradora utilizandouna red de transmisión perteneciente a un tercero. El pagoo peaje se basa en un precio unitario por kWh de energíasuministrada más un posible término adicional de pérdidas

• Se distinguen tres formas de transacciones wheeling ypeajes

– Rolled in allocation (postage stamp)

– Red line allocation

– Mega Watt mile allocation

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• Rolled in Allocation: En esta metodología los costostotales de la red se agregan en espacio y tiempo. Seasignan a un flujo de potencia específico en proporción auna medida de utilización de la red (ej: demanda de punta,energía total)

– Un ejemplo de esta forma de tarificación es:

• Postage stamp: consiste en cargar una cantidad fija porunidad de utilización (kW o kWh)

• Red line Allocation: Para este procedimiento se busca uncamino “razonable” por donde circula la potencia que esobjeto del contrato. Se reparten los costos totalescorrespondientes a las instalaciones de dicho camino, aprorrata entre los distintos usuarios en proporción a algunamedida de utilización.

• Mega Watt Mile Allocation: Este método consiste endeterminar la magnitud máxima de flujo en una red,producto de una transacción “wheeling”, mediante unflujo de potencias DC. El flujo se multiplica por el largode la línea y por un factor que refleja el costo por unidadde capacidad de la línea (cantidad de potencia transmitiday longitud en la cual se transmite).

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PEAJES DE SISTEMA

Tarificación en dos partescon costos marginales de corto plazo

• INGRESO TARIFARIO: ingreso percibido por la redcorrespondiente a la diferencia de los costos marginales querigen en cada barra del sistema para las inyecciones y retirosde potencia y energía en ellas.

• Los costos marginales de corto plazo representan el costomarginal de abastecer una unidad más de demandamanteniendo constante los activos fijos que conforman elsistema

• INGRESO TARIFARIO TOTAL

• INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA• INGRESO TARIFARIO POR ENERGÍA

IT IT ITEnergía Potencia= +

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Costo Marginal de Corto Plazopara una barra k

{r g g

¶

¶m

¶

¶l

l

k

sistema k k

diferencial

L

d

Z

d= + -å

* *

1 24444 34444

= demanda en la barra k = multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balance

de potencias = vector de multiplicadores de Lagrange asociados a las

restricciones de redL = pérdidas de la redZ = restricciones (límites térmicos, límites de voltajes y reactivos,

estabilidad, seguridad, etc.. )

g

m

dk

Precio

PrecioiPrecioj

EjEi

m

PRECIOS ESPACIALES

Precios de nudo, pérdidas, restricciones

20


Precio i = Precio m * Factor de Penalización iPrecio i = Precio m * Factor de Penalización i

Precio

PrecioiPrecioj

EjEi

m

Ingreso Tarifario = Ei * Precio i - Ej * Precio j

Centro carga

INGRESO TARIFARIOINGRESO TARIFARIO

Ingreso tarifario

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

110 154 154 154 154 220 220 220 220 220 220 220 220 500

21


Ingreso a transmisión de tarifas marginales

País Remuneración Ingresos de requerida tarifas marginales

Bolivia 11 millón US$/año 0,4 millón US$Chile 120 millón US$/año 11,7 millón US$

dependencia de * r I2 o r P2

* congestión

Costo total línea transmisión = Inversión + r P 2

CMg= 2 r P pérdidas medias r P 2/P= r P

CMg= 2 pérdidas medias

Secretaría de Energía y Puertos, 1997Secretaría de Energía y Puertos, 1997

TransmisiónComahue- Buenos Aires1997

HENDERSONHENDERSON

PUELCHESPUELCHES

CHOELECHOELECHOELCHOEL

ALICURAALICURA

P. DEL AGUILAP. DEL AGUILA

PLANICIEPLANICIEBANDERITABANDERITA

BAHIABAHIABLANCABLANCACHOCONCHOCON

EZEIZAEZEIZA

ABASTOABASTO

OLAVARRIAOLAVARRIA

22


IMPACTO EN PRECIOS ENERGIA

15

17

19

21

23

25

PIEDRA DELAGUILA

BAHIA BLANCA OLAVARRIA EZEIZA

[$/M

Wh]

3L

4L

19.7

21.522.5

18.2

20.5

23.9

23.4

RuyRuy Varela & Luis Varela & Luis SbertoliSbertoli , 1996 , 1996

PAGO ADICIONAL - PEAJEPAGO ADICIONAL - PEAJE

IT - COYM + AVNR = Peaje

VNRAVNR

= * -éëê

ùûú

é

ëêù

ûú01 1111

30

. .

Pago adicional, llamado PEAJE, se define como:Pago adicional, llamado PEAJE, se define como:

AVNR = anualidad de valor de nuevo reemplazo

Tasa de descuento del 10%Tasa de descuento del 10%Vida útil de las instalaciones: 30 añosVida útil de las instalaciones: 30 años

COYM;COYM; costo de operación y mantenimientocosto de operación y mantenimientoIT; ingreso tarifarioIT; ingreso tarifario

23


El pago adicional puede distribuirse entre los distintosusuarios del sistema de transmisión, tanto generadores comoconsumos. Se han planteado diversas metodologías dedistribución:

• Esquema de precios Ramsey• En base a una medida independiente (estampilla correo)

» Potencia firme (Perú)» Potencia media» Capacidad instalada de generación

• Basado en el uso del sistema (Argentina, Colombia, Bolivia,Chile)

» Área de influencia» Factores de distribución

• Basado en el beneficio

Esquema de Precios Ramsey

c2c1 Cantidad

P1

P2

IMg2

Precio

D1D2

IMg1CM = CMg

• Esta metodología consiste en corregir los costosmarginales según un factor dependiente de la elasticidadde la demanda de cada consumidor.

• El mayor peso de la corrección de los costos marginales losoportan aquellos usuarios con menor sensibilidad alprecio.

24


Métodos Basados en una MedidaIndependiente

• Prorrata por Potencia Firme (utilizado en Perú)– En este método el pago adicional se distribuye entre los

generadores del sistema en proporción a su potencia firme. Seestima un factor por el cual se multiplica el pago adicionaltotal:

• Prorrata por Capacidad Instalada de Generación– Este método consiste en distribuir el pago adicional entre los

generadores del sistema en proporción a su capacidadinstalada. Se estima un factor por el cual se multiplica el pagoadicional total:

FjPot Firmej

Pot Firmeii=å

.

.

Gj

Capac GenjCapac Geni

i

=å

. .

.








25


USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIONUSO DEL SISTEMA DE TRANSMISION

Uso natural del sistema de transmisión.Uso natural del sistema de transmisión.FFQueda determinado en función del grado de afectación (presión)Queda determinado en función del grado de afectación (presión)que sobre el sistema de transmisión tienen (ejercen) los agentes,que sobre el sistema de transmisión tienen (ejercen) los agentes,por el simple hecho de estar conectados a él.por el simple hecho de estar conectados a él.

FFIndependiente de los usos comerciales que deriven de laIndependiente de los usos comerciales que deriven de laubicación relativa de los agentes que suscriben un contrato.ubicación relativa de los agentes que suscriben un contrato.

FFIndependiente del sentido que tengan los flujos existentes en elIndependiente del sentido que tengan los flujos existentes en elsistema de transmisiónsistema de transmisión

FFCondiciona el dimensionamiento de la red.Condiciona el dimensionamiento de la red.

FFCondiciona los criterios de expansión de la red.Condiciona los criterios de expansión de la red.

Se desea asignar los costos del sistema de transmisión,Se desea asignar los costos del sistema de transmisión,entre los agentes, introduciendo las menores distorsionesentre los agentes, introduciendo las menores distorsionesen las decisiones de inversión, operación, generación yen las decisiones de inversión, operación, generación yconsumo de dichos agentes.consumo de dichos agentes.

Métodos Basados en el Uso del Sistema

Área de Influencia

• La legislación chilena define Área de Influencia como“ el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico,directa y necesariamente afectados por la inyección depotencia y energía de una central generadora .”

• Esta área de influencia se determina buscando lostramos del sistema que sufren un incremento odisminución en sus flujos de potencia frente a unincremento o disminución en la potencia inyectada porun generador.

26


1 2 3

4 5 6

G1 G2

G3

1 2 3

4 5 6

G1 G2

G3

Area de Influencia de G

Área de Influencia

FFLos agentes tiene acceso al precio de mercado de la energía y potenciaLos agentes tiene acceso al precio de mercado de la energía y potenciahaciendo uso del sistema de transmisión, por el simple hecho de estarhaciendo uso del sistema de transmisión, por el simple hecho de estarconectados a él.conectados a él.

FFEsta condicionado por el despacho económico, el cual en base a unEsta condicionado por el despacho económico, el cual en base a unproceso de optimización, es quien determina como los distintos agentesproceso de optimización, es quien determina como los distintos agentesutilizan económicamente la red, independientemente de los contratosutilizan económicamente la red, independientemente de los contratosentre los agentes.entre los agentes.

FFEl precio en la barra de conexión de un agente al mercado, esEl precio en la barra de conexión de un agente al mercado, esconsecuencia de la existencia del sistema de transmisión, dado que la noconsecuencia de la existencia del sistema de transmisión, dado que la noexistencia de dicho sistema de transmisión, significaría para unexistencia de dicho sistema de transmisión, significaría para ungenerador que su energía carecería de valor y para un consumidor elgenerador que su energía carecería de valor y para un consumidor elcosto de no contar con suministro de energía.costo de no contar con suministro de energía.

FFEl pago por el uso del área de influencia debe ser efectuado en formaEl pago por el uso del área de influencia debe ser efectuado en formaindependiente de como se comercialice la energía de la central.independiente de como se comercialice la energía de la central.

Uso económico del sistema de transmisión.Uso económico del sistema de transmisión.

27


En sistemas adaptados y operados económicamente (adaptados a laEn sistemas adaptados y operados económicamente (adaptados a lademanda y operados en base a despacho económico, P=Cmg)demanda y operados en base a despacho económico, P=Cmg)

FFLa energía que produce una nueva central desplaza energías deLa energía que produce una nueva central desplaza energías decentrales con costo de producción mayor.centrales con costo de producción mayor.

FFEl área de influencia queda comprendida entre el punto deEl área de influencia queda comprendida entre el punto deconexión de la nueva central y el lugar donde ocurre elconexión de la nueva central y el lugar donde ocurre eldesplazamiento.desplazamiento.

FFLa energía de la nueva central fluirá hacia el lugar deLa energía de la nueva central fluirá hacia el lugar dedesplazamiento, produciendo un incremento en el flujo de energíadesplazamiento, produciendo un incremento en el flujo de energíapreexistente en las instalaciones involucradas.preexistente en las instalaciones involucradas.

FFEl valor económico de la energía producida por la nueva centralEl valor económico de la energía producida por la nueva centralcorresponde al costo marginal de la central desplazada.corresponde al costo marginal de la central desplazada.

FFPara acceder al precio, la nueva central debe ser capaz de llevarPara acceder al precio, la nueva central debe ser capaz de llevarsu energía, desde su ubicación al punto de desplazamiento, para losu energía, desde su ubicación al punto de desplazamiento, para locual debe:cual debe:

FFConstruir su propio sistema de transmisiónConstruir su propio sistema de transmisión

FFPagar por el uso del sistema de transmisión de un terceroPagar por el uso del sistema de transmisión de un tercero

~

~

~

Peaje básico

Peajeadicional

Área de Influencia

28


Peaje Básico• Cada central debe pagar un Peaje Básico por las

instalaciones comprendidas en su área de influencia, elpeaje es independiente de la cantidad y del lugar en quecomercialice su potencia y energía.

• éste se prorratea entre los usuarios de las instalaciones enproporción a la potencia máxima transitada

Peaje Adicional

• Además debe pagar un Peaje Adicional si es quecomercializa energía o potencia fuera de su área deinfluencia. Se calcula de la misma forma que el peaje básicopero se relaciona con las instalaciones adicionales paraefectuar el suministro.

%ParticipaciónTransmisión a Consumo

=

Maxima Potencia Transitada

~

Peaje básico independiente del uso comercial

Peaje adicional dependiente de contratosde suministro fuera delÁrea de Influencia

29


38,11%

14,10%

17,17%

20,18%

5,38%

A

BC

D

EF G

47,42%17,23%

14,39%

16,91%

A

B

C

D

E F G

Uso de la red Potencia firme

IMPACTO DE DISTINTOS METODOSEN PAGOS POR AGENTES

Sistema Interconmectado Central, Chile

Interpretaciones del uso naturalInterpretaciones del uso naturaleconómico del sistema de transmisióneconómico del sistema de transmisión

Uso por capacidadUso por capacidad

Dimensionamiento de la red para demandaDimensionamiento de la red para demandamáxima.máxima.

Uso por energíaUso por energía

Dimensionamiento de la red para responder aDimensionamiento de la red para responder auna curva de cargauna curva de carga

30


800

400

G1a

G1b

G3

G4

800 300800

0

500

400

500

1300 300

24

3

5

1 800

Precio

G1< G4 < G3

Demanda MáximaDemanda Máxima

300

800

400

G1a

G1b

G3

G4

1000 300800

200

500

400 1300 300

24

3

5

1

G1c

800

200

Precio

G1< G4 < G3

Demanda máxima, entrada de central de bajo costoDemanda máxima, entrada de central de bajo costo

31


800

400

G1a

G1b

G3

G4

1000 200700

300

300

200

0

900 200

24

3

5

1 400

Precio

G1< G4 < G3

Demanda MínimaDemanda Mínima

800

400

G1a

G1b

G3

G4

1200 200900

300

300

200

0

900 200

24

3

5

1

G1c

200

200

Precio

G1< G4 < G3

Demanda mínima, entrada de central de bajo costoDemanda mínima, entrada de central de bajo costo

32


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Peak block Single bus Block single bus Block variable bus

Method

Pay

men

ts [%

]

A PC/PD

A A

A G

G G

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Peak block Single bus Block single bus Block variable bus

Method

Pay

men

ts [%

]

A PC/PD

A A

A G

G G

Generadores

Consumidores

FFAdaptaciones de aplicaciones a transaccionesAdaptaciones de aplicaciones a transaccionesbilateralesbilaterales

FFMétodos de participación marginal y mediaMétodos de participación marginal y media

FFUso de metodologías de distribución de pérdidasUso de metodologías de distribución de pérdidas

FFMétodos basados en principios deMétodos basados en principios deproporcionalidadproporcionalidad

FFMétodos basados en la topología de la red y en elMétodos basados en la topología de la red y en elprincipio de proporcionalidadprincipio de proporcionalidad

Otras alternativas estudiadas de asignaciónOtras alternativas estudiadas de asignación

33









Esta metodología busca la obtención de factores que den unamedida de utilización de la red basándose en su configuración

•Factores de Distribución de Cambios en la Inyección de Potencia(factores A o GSDF o shift factors)

– Estos factores relacionan un cambio de flujo de potencia en una línearespecto de la inyección neta de potencia en un nudo.

Factores de Distribución

ref.) (excluye b barra en potencia de inyección de CambioP

ki linea en potencia de flujo de Cambio

b ==DD

--==DD--kiF

i ki-kDF

∆FA

b∆Pi−k,b= i−k

~ b

bDPG

L

i k

b

~

~

~

ikX

34


Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:

donde X i-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (lainversa de la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columnacorrespondiente a la barra de referencia) y X i,k corresponde a lareactancia del tramo ik, donde i y k corresponden a los nodos terminalesdel tramo ik

Estos factores son independientes de las condiciones de operación delsistema (distribución de generación y carga) pero dependen de laconfiguración de la red y de la barra de referencia elegida. Paradeterminar el impacto en una rama de una inyección se debe conocer elsentido del flujo por la rama.

0=D+Då¹¹

R

Rb

b PPbbkiji PAF D*=D

---- ,

ki

bkbibki x

xxA

,,

----

--

-=

i ki-kF

~g

gG

i-k,gD =i-kF

gG

i k

g

~

~

~

•Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF)Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potenciainyectada en una barra generadora g del sistema.

Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totalesde generación-flujo, y no incrementales.

35



F D Gi k i k g g- -

= *å ,

las que se relacionan con los factores GSDF como se indica acontinuación:

Los GGDF son independientes de la barra de referencia,dependen de la configuración de la red y de la condición deoperación.

D A Di k g i k g i k R- - -

= +, , ,

åå

¹¹

----

--

**--

==

g

g

Rp

ppkiki

Rki

G

GAF

D

,

,

Di k,g

factor

Fi k

flujo de potencia en linea i k

Gg Generación en la barra g

-

=

-

= -

=

i-k,bFP =i-k,bD' bG

i-k,gD' gGgå

i-k,gD' i-k,gD Si el factor es de signoopuesto

Si el factor es del mismo signo que el flujo

0

~i k

g

~

~

Prorrata a partir defactores GGDF:

36


~j

jL i ki-

kF

i-

k, jC =i-

kF

jL

~i k

~

~

j

•Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF)Estos factores relacionan un flujo de potencia en una línea i-k con la cargaen una barra j del sistema.


F C Li k i k j jj

- -

= *å ,

las que se relacionan con los factores GSDF como se indicaa continuación:

C factorF flujo de potencia en linea i kL Consumo en la barra j

i k, j

i k

j

-

-

=

= -

=

C C Ai k j i k R i k j- - -

= -, , ,

CF A L

Li k R

i k i k j jp R

jj

-

- -

¹

=+ *å

å,

,

37


BARRA 1

BARRA 2BARRA 3

BARRA 4BARRA 5144,0

10,668

34,6

86,0

46,8

17,4

36,2j 0,208 j 0,524

j 0,694

j 0,236

j 0,806

58.00 12,78

8,00

-4,77

33,07

101,5 < 11,11

98,00 < 8.00

98,1< 5,8197,2 < 6,33

95,3 < 15,68

Factores de distribución- ejemplo numérico factores A

A B C

D

E

FACTORES A, barra 1 como referencia Flujo 1 2 3 4 5 A 58.000 .000 -1.000 -1.000 -1.000 -1.000 B 12.780 .000 .000 -.477 -.477 -.640 C 4.770 .000 .000 -.477 -.477 .360 D 8.000 .000 .000 -.523 -.523 -.360 E 33.070 .000 .000 -1.000 .000 .000

FACTORES A, barra 2 como referencia Flujo 1 2 3 4 5 A 58.000 1.000 .000 .000 .000 .000 B 12.780 .000 .000 -.477 -.477 -.640 C 4.770 .000 .000 -.477 -.477 .360 D 8.000 .000 .000 -.523 -.523 -.360 E 33.070 .000 .000 -1.000 .000 .000

FACTORES A barra 3 como referencia Flujo 1 2 3 4 5 A 58.000 1.000 .000 .000 .000 .000 B 12.780 .477 .477 .000 .000 -.162 C 4.770 .477 .477 .000 .000 .838 D 8.000 .523 .523 .000 .000 .162 E 33.070 1.000 1.000 .000 1.000 1.000

38


BARRA 1

BARRA 2BARRA 3

BARRA 4BARRA 5

-1

Factores A para barra 3 con barra 1 de referencia

A B C

D

E

-1

-0,523

-0,477 -0,477

FACTORES A, barra 4 como referencia Flujo 1 2 3 4 5 A 58.000 1.000 .000 .000 .000 .000 B 12.780 .477 .477 .000 .000 -.162 C 4.770 .477 .477 .000 .000 .838 D 8.000 .523 .523 .000 .000 .162 E 33.070 .000 .000 -1.000 .000 .000

FACTORES A, barra 5 como referencia Flujo 1 2 3 4 5 A 58.000 1.000 .000 .000 .000 .000 B 12.780 .640 .640 .162 .162 .000 C 4.770 -.360 -.360 -.838 -.838 .000 D 8.000 .360 .360 -.162 -.162 .000 E 33.070 .000 .000 -1.000 .000 .000

39


Factores A o GSDF D o GGDF C o GLDF

Aplicablepara uso por

Generación ocarga

Generación Carga

Asignación depagos basadoen

Flujoincremental

Flujo total Flujo total

Dependencia Barrareferencia ydireccionesflujo

Condicionesoperacionales

Condicionesoperacionales

Características de los factores de distribución para pagos de transmisión

Country Argentina Bolivia Chile Colombia Perú

Generation-transmissionpricing

Nodal pricing,based on bids

Nodal pricing,based on costs


Single busmarket price,based on bids


Open accessregulation

Fully regulated Fully regulated Negotiationprocessbetweenparties isregulated

Fully regulated Fully regulated

System to bepaid

Determined bythe regulator

Economicallyadapted systemdetermined bythe regulator

Negotiated byparties

Economicminimumsystemdetermined bythe regulator

Economicallyadapted systemdetermined bythe regulator

Value to bepaid

Replacementvalue, sunkvalues forexistinginstallations atprivatisation.

Replacementvalue

Replacementvalue

Replacementvalue

Replacementvalue

Paid by Generators Generatorsand consumers

Generators Generators(50%) andconsumers(50%)

Generators,transferred intariff toconsumers

40


Country Argentina Bolivia Chile Colombia Perú

Allocation ofpayments

Based on useof network,givenincrementalchanges

Based on useof network,givenincrementalchanges.



Based onpostage stampscheme

Usagemeasured

At peakconditions

Differentoperatingconditions

At peakconditions

At conditionsof maximumtransmissionusage

Prorata ofpaymentsbased on

Maximumtransmittedflow

Generators'peakingcapacity andconsumers'peak demand

Maximumtransmittedflow

Transmittedflow withadditionaladjustment toallocate 50%to generatorsand 50% toconsumers

Generators'peakingcapacity








41


• Se distribuye los cargos complementarios entre agentes(generadores y consumidores) pero sólo cuando se beneficianeconómicamente de la inversión en una determinada instalación.

• Los cargos son proporcionales al beneficio neto que percibecada agente debido a la existencia de dicha instalación.

• Para toda línea planificada con criterios económicos, losbeneficios totales son superiores a los costos totales.

Método Basado en el Beneficio del Usuario

• Los beneficios netos aportados a cada usuario por unainstalación especifica se calculan como:

– Generadores:

– Consumidores:

• El beneficio de la instalación puede presentarse por :

» Modificaciones en el precio (costo o ingreso)

» Modificaciones en la cantidad de energía comprada/vendida

Método Basado en el Beneficio del Usuario

Beneficio Neto generadores = Costo con instalación - Costo sin instalación

Beneficio Neto consumidores = Ingreso con instalación - Ingreso sin instalación

42


Desafíos en la remuneración

• Determinación de remuneración necesaria y suficiente• Concepto de “Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión.• Señales económicas de remuneración para la expansión.• Remuneración de servicios complementarios.• Tratamiento de la congestión• Identificación de derechos de transmisión• Esquema de reservas de capacidad y acceso firme• Remuneración y peajes interconexiones internacionales y

regionales

• Investigación en juegos cooperativos de asignación de peajes

Colombia

Ecuador

Perú-SICN

Perú-SISUR

Bolivia

Chile-SING

Chile-SIC

ArgentinaMercado

ArgentinaComahue

Paraguay

Uruguay

Brasil-N

Brasil-NE

Brasil-SE

Brasil-Sur

VenezuelaM. Pereira, 1999

Remuneracióninterconexioneseléctricas

remuneracion de la red - hrudnick.sitios.ing.uc.clhrudnick.sitios.ing.uc.cl/creg/rudnick.pdf ·...

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