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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
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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
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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$/MW/km
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
15
4 k
V
22
0 k
V
50
0kV
4
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CMedio=L0,8 K-0,58 e(3,28+0,40N) [kUS$/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
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•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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
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Bolivia 1998
1700 km
SIC Chile
SIST. INTERC.
INGLÉS
SIST. INTERC. ESPAÑOL
500
km
750
km
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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
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
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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
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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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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, 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
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
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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
LIBRE-1DIS-1 DIS-3LIBRE-2DIS-2
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~ ~ ~ ~G1 G2 G3 G4
LIBRE-1DIS-1 DIS-3LIBRE-2DIS-2
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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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
• 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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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, 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
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
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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
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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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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.
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
. .
.
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
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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.
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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.
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, 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
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
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:
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
~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.
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
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,
,
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
Nodal pricing,based on costs
Single busmarket price,based on bids
Nodal pricing,based on costs
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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
Country Argentina Bolivia Chile Colombia Perú
Allocation ofpayments
Based on useof network,givenincrementalchanges
Based on useof network,givenincrementalchanges.
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
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
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Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
• 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
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALUREUniversidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
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
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