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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
IMPACTO DE LAS RESTRICCIONES
DE TRANSMISIÓN EN UN MERCADO
COMPETITIVO DE ELECTRICIDAD
KAREN DE LOS ÁNGELES TAPIA AHUMADA
Tesis para optar al grado deMagister en Ciencias de la Ingeniería
Profesor Supervisor:HUGH RUDNICK V. D. W.
Santiago de Chile, 1998
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE
ESCUELA DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IMPACTO DE LAS RESTRICCIONES
DE TRANSMISIÓN EN UN MERCADO
COMPETITIVO DE ELECTRICIDAD
KAREN DE LOS ÁNGELES TAPIA AHUMADA
Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK V. D. W.
NICOLÁS MAJLUF S.
JUAN CARLOS ARANEDA T.
JUAN PABLO MONTERO A.
Para completar las exigencias del gradode Magister en Ciencias de la Ingeniería
Santiago de Chile, 1998
ii
A ustedes Papi, Mami, Rober y Aripor darme lo más hermoso de la vida,Amor.
Gracias por hacer de mi la personaque soy.
iii
AGRADECIMIENTOS
Se agradece el apoyo de Fondecyt y Endesa a través de su Unidad de
Investigación y Desarrollo en la Universidad Católica de Chile.
Muy especialmente, deseo agradecer al permanente apoyo del profesor
Hugh Rudnick, quien durante este tiempo me guió con sus conocimientos y
experiencia, y particularmente en este trabajo me brindó sus críticas constructivas.
También deseo dar mis agradecimientos a todas aquellas personas de
empresas y organismos que dedicaron parte de su tiempo en aclarar dudas: José
Pedro Prina, Juan Carlos Araneda, Pedro Cornejo, entre otros.
Finalmente, no puedo dejar de mencionar el apoyo constante de mis
compañeros de especialidad eléctrica, Juan Zolezzi y Cristian Álvarez, quienes de
una u otro forma colaboraron con sus opiniones en la elaboración de esta tesis.
iv
ÍNDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA .........................................................................................................ii
AGRADECIMIENTOS ............................................................................................iii
ÍNDICE DE TABLAS ..............................................................................................vii
ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................. ix
RESUMEN .................................................................................................................xi
ABSTRACT ..............................................................................................................xii
I. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.1 Características Generales del Mercado Eléctrico Chileno ......................... 4
1.2 Objetivos de la Tesis .................................................................................. 6
1.3 Estructuración de la Tesis........................................................................... 7
II. DETERMINACIÓN DEL PRECIO SPOT .................................................. 10
2.1 Componentes del Precio Spot................................................................... 13
III. RESTRICCIONES PRESENTES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO Y SUS
EFECTOS SOBRE EL MERCADO ELÉCTRICO .................................... 29
3.1 Limitaciones Térmicas ............................................................................. 29
3.2 Restricciones de Voltaje ........................................................................... 31
3.3 Restricciones en la Operación del Sistema............................................... 31
3.3.1 Operación preventiva para la seguridad del sistema ...................... 32
3.3.2 Estabilidad del sistema................................................................... 32
3.3.3 Flujos de potencia en el sistema de transmisión ............................ 33
3.4 Impacto Económico de las Restricciones ................................................. 43
v
3.4.1 Efectos económicos de la capacidad de transmisión ................... 44
IV. MERCADO COMPETITIVO ELÉCTRICO Y CONTRATOS DE
TRANSMISIÓN .............................................................................................. 47
4.1 Operaciones de Corto Plazo dentro del Mercado Eléctrico...................... 49
4.2 Características de los Derechos de Transmisión ...................................... 50
4.3 Inversiones de Largo Plazo en el Mercado............................................... 51
4.4 Modelos de Contratos de Transmisión ..................................................... 52
4.4.1 Contratos por trayectos de transmisión.......................................... 52
4.4.2 Derechos basados en distintos trayectos físicos............................. 56
4.4.3 Modelo de Contratos de transmisión ............................................. 59
V. ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉC TRICO CHILENO .............. 76
5.1 Subsector de Generación y Transmisión .................................................. 81
5.1.1 Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC ........................ 83
5.1.2 Subsector de transmisión ............................................................... 91
5.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión Chileno y su Tratamiento
dentro de las Empresas Integrantes .......................................................... 96
5.2.1 Modelación de restricciones de transmisión según Transelec ....... 98
5.2.2 Restricciones de transmisión en tramos específicos del SIC ....... 100
5.2.3 Reacción de las empresas frente a problemas de congestión....... 103
5.2.4 Rentas por congestión .................................................................. 106
VI. IMPACTO DE RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN SOBRE EL
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DE CHILE ...................... 109
6.1 Descripción del Modelo de Explotación Generación/Red, Juanac ........ 110
6.1.1 Modelación general del sistema eléctrico .................................... 112
6.1.2 Función objetivo y restricciones .................................................. 113
6.2 Formulación en base a Juanac de un Modelo para el SIC en Chile ....... 116
6.2.1 Caso base no restringido .............................................................. 119
vi
6.2.2 Caso restringido ........................................................................... 124
6.3 Resultados y Análisis de las Simulaciones............................................. 126
VII. CONTRATOS POR CONGESTIÓN EN LA TRANSMISIÓN EN EL
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL .......................................... 145
7. 1 Contratos por Transmisión de Largo plazo ............................................ 146
7.1.1 Contratos de generación, CFD ..................................................... 146
7.1.2 Contratos por congestión en la transmisión, TCC ....................... 148
7.2 Comparación entre el Modelo de Contratos de Transmisión y el Modelo
Chileno ................................................................................................... 154
7. 3 Aplicación del Modelo de Contratos de Transmisión en el SIC ............ 156
7.4 Conceptos Relevantes de los Contratos de Transmisión sobre el SIC ... 174
VIII. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS ................................. 177
8.1 Conclusiones Generales.......................................................................... 178
8.1.1 Restricciones de transmisión sobre el SIC ................................... 178
8.1.2 Contratos de transmisión en el SIC.............................................. 180
8.2 Elementos Claves de la Modelación de Contratos de Transmisión y
Desarrollos Futuros ................................................................................ 181
8.3 Temas a Considerar ................................................................................ 184
BIBLIOGRAFIA .................................................................................................... 186
A N E X O S ............................................................................................................ 190
Anexo A: Modelo de Flujo en Corriente Continua (DC)................................ 191
Anexo B: Ejemplos de Contratos de Transmisión por Congestión ................ 198
Anexo C : Datos Numéricos de la Modelación............................................... 207
vii
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 5.1: Participantes de los sistemas interconectados chilenos............................. 78
Tabla 6.1: Centrales consideradas en el estudio....................................................... 118
Tabla 6.2: Tramos del SIC en 220KV con restricciones de transmisión.................. 125
Tabla 6.3: Congestión en tramos restringidos e hidrologías .................................... 127
Tabla 6.4: Ingreso marginal promedio para el período congestionado .................... 134
Tabla 6.5: Ingreso marginal promedio anual............................................................ 135
Tabla 6.6: Comparación entre AVNR más COYM e ingreso marginal................... 143
Tabla 6.7: Diferencia entre AVNR+COYM e ingreso marginal.............................. 144
Tabla 6.8: Porcentaje de IM sobre AVNR+COYM ................................................. 144
Tabla 7.1: Contratos de generación de Largo Plazo, si PS>PC ................................. 147
Tabla 7.2: Contratos de generación de Largo Plazo, si PC>PS ................................. 147
Tabla 7.3: Contrato de generación de LP, si PS>PC ................................................. 149
Tabla 7.4: Contrato de generación de LP, si PC>PS ................................................. 149
Tabla 7.5: Contratos de generación y transmisión de LP, si PS>PC ......................... 150
Tabla 7.6: Contratos de generación y transmisión de LP, si PC>PS ......................... 150
Tabla 7.7: Modelación de contratos de transmisión y modelación chilena.............. 155
Tabla 7.8: Transacciones en un modelo de TCC adaptado al caso chileno ............. 159
Tabla 7.9: Datos de ejemplo numérico..................................................................... 162
Tabla 7.10: Transacciones de empresas con una asignación del 100% (kUS$)....... 163
Tabla 7.11: Transacciones de CDEC con una asignación del 100% (kUS$)........... 164
Tabla 7.12: Transacciones de transmisor con una asignación del 100% (kUS$)..... 165
Tabla 7.13: Transacciones de empresas con una asignación del 75% (kUS$)......... 167
viii
Tabla 7.14: Transacciones de CDEC con una asignación del 75% (kUS$)............. 168
Tabla 7.15: Transacciones de transmisor con una asignación del 75% (kUS$)....... 169
Tabla 7.16: Transacciones de empresas con una asignación del 0% (kUS$)........... 171
Tabla 7.17: Transacciones de CDEC con una asignación del 0% (kUS$)............... 172
Tabla 7.18: Transacciones de transmisor con una asignación del 0% (kUS$)......... 173
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 1.1: Estructura de un mercado eléctrico competitivo y descentralizado........... 2
Figura 2.1: Intersección de curva de oferta y curva de demanda ............................... 21
Figura 3.1: Capacidad de transferencia de una interconexión.................................... 35
Figura 3.2: Despacho sin restricción de capacidad de transmisión ............................ 40
Figura 3.3: Despacho con restricción de capacidad de transmisión........................... 42
Figura 4.1: Impactos en transmisión a través del Sistema Interconectado del Este ... 55
Figura 4.2: Precios spot nodales de transmisión ........................................................ 61
Figura 4.3: Costo de transmisión con precios de la energía bajos.............................. 62
Figura 4.4: Costo de transmisión con precios de la energía altos .............................. 62
Figura 4.5: Contratos de largo plazo .......................................................................... 66
Figura 4.6: Contrato por diferencia ............................................................................ 67
Figura 4.7: Precio spot superior a precio contrato...................................................... 68
Figura 4.8: Precio spot inferior a precio contrato....................................................... 68
Figura 4.9: Contratos de transmisión y generación .................................................... 72
Figura 5.1: Sistema eléctrico chileno ......................................................................... 77
Figura 5.2: Sistema Interconectado Central (SIC) ..................................................... 79
Figura 5.3: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) .................................. 80
Figura 5.4: Funcionamiento del mercado eléctrico chileno ....................................... 81
Figura 5.5: Jerarquía de un CDEC ............................................................................. 87
Figura 5.6: Ingreso tarifario........................................................................................ 92
x
Figura 6.1: Metodología para el llenado inicial de la curva de carga....................... 121
Figura 6.2: Diagrama de vertimientos ...................................................................... 123
Figura 6.3: Resultados tramo Cardones-Maitencillo................................................ 129
Figura 6.4: Resultados tramo Pan de Azúcar-San Isidro.......................................... 130
Figura 6.5: Resultados tramo San Isidro-Polpaico ................................................... 131
Figura 6.6: Resultados tramo Alto Jahuel-Ancoa..................................................... 132
Figura 6.7: Resultados tramo Charrúa-Ancoa .......................................................... 133
Figura 6.8: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Cardones-Maitencillo......... 136
Figura 6.9: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Pan de Azúcar-San Isidro .. 137
Figura 6.10: Diferencias de Ingresos Marginales tramo San Isidro-Polpaico.......... 138
Figura 6.11: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Alto Jahuel-Ancoa ........... 139
Figura 6.12: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Charrúa-Ancoa................. 140
xi
RESUMEN
Este trabajo persigue, principalmente, ilustrar los efectos de las
restricciones de transmisión sobre los mercados eléctricos y, en especial, reflejar su
impacto sobre el Sistema Interconectado Central chileno, SIC.
Los precios spot juegan un papel fundamental en el desarrollo de esta
investigación, por lo que es de interés dar a conocer la formulación teórica de estos
precios, indicando los componentes que representan los costos operacionales y la
congestión, entre otros.
Se realizó una simulación computacional del eventual efecto que tendrían
las restricciones de transmisión sobre el SIC para el período 1999/2000, con la ayuda
del modelo de despacho económico multinodal Juanac. Se modeló una versión
simplificada del Sistema Interconectado Central, obteniéndose, entre otros
resultados, el ingreso marginal para cada tramo del sistema considerado en el
estudio.
Estas simulaciones muestran los mayores costos que se producirían en
el SIC por efecto de la congestión, de no mediar acciones preventivas y
correctivas por parte de las empresas. En base a los resultados obtenidos, se
formula la implementación de un modelo de contratos de transmisión cuya
finalidad es proteger económicamente a los participantes del mercado eléctrico
contra los efectos de la congestión.
Finalmente, este trabajo constituye una ayuda para comprender el
funcionamiento, las transacciones y los agentes que están involucrados en este
tipo de modelos, e identificar aquellos elementos que permitan su implementación
práctica en un mercado eléctrico.
xii
ABSTRACT
The main purpose of this thesis is to illustrate the effects of the
transmission constraints on electrical markets, and especially to reflect their impacts
on the Central Interconnected Chilean System, SIC.
The spot prices play an important role in the development of this
investigation, so it is interesting to explain the theoretical formulation of the prices
and to indicate, among others, the components that represent operational costs and
the congestion.
A computational simulation was developed of the transmission
constraints on the SIC for the period 1999/2000, using the Juanac economical
dispatch multinodal program. A simplified system was modeled, and marginal
incomes were obtained for each line analyzed in the study.
If utilities do not develop an appropriate transmission expansion policy,
these simulations show the greater costs on the SIC that would occur because of
congestion. These results are used to formulate the implementation of a contract
network model, which economically protects the participants in electrical markets
from the congestion effects.
Finally, this thesis is a helpful tool to understand how these models work
and the transactions and agents that are involved in these models, and for
distinguishing the key elements that are necessary in their practical implementation
in electrical markets.
1
I. INTRODUCCIÓN
Para lograr la competitividad dentro del mercado eléctrico es
indispensable garantizar el libre acceso a algunos servicios de los sistema de
potencia, y dentro de este marco el esquema chileno persigue como objetivo
fundamental lograr la competencia en aquellos sectores donde sea posible y
proporcionar un acceso abierto al sistema de transmisión. Si bien Chile es un país
pionero en temas de desregulación, aún existen temas sobre los cuales se necesita un
mayor conocimiento; existen limitaciones legales que hacen difícil lograr una
completa eficiencia y poder entregar las adecuadas señales económicas a las
empresas que participan en este mercado eléctrico.
Es importante poder establecer una estructura del mercado eléctrico,
distinguiendo aquellos elementos de carácter competitivo, de aquellos que requieren
una regulación en sus precios y servicios. El sector de generación no presenta ni
economías ni deseconomías de escala y la competencia es posible, en cambio los
sectores de transmisión y distribución tienen características de monopolio natural que
deben ser regulados, así como la tarea de coordinar la operación interconectada y el
uso de los sistemas de transmisión.
En los modelos de coordinación existentes, se reconoce la necesidad de
un Operador Independiente del Sistema que coordine las operaciones dentro de un
mercado competitivo y garantice la confiabilidad de un sistema interconectado. Bajo
este punto de vista, se han propuesto varias alternativas de coordinación en los
sectores eléctricos, sin embargo este trabajo se basa en conceptos utilizados en aquel
modelo denominado Poolco que obliga a una operación económica coordinada, pero
bajo el cual sus participantes tienen completa flexibilidad para acordar transacciones
comerciales.
2
En la siguiente figura se ilustra este modelo de coordinación, los agentes
que participan y las relaciones existentes entre ellos [11, 21]:
Fuelco Fuelco Fuelco
Plantco Plantco Plantco
Sellco Sellco
Fuelco Fuelco Fuelco
Plantco Plantco Plantco
Sellco Sellco
Brokeco Brokeco Brokeco
Buyco Buyco Buyco
Lineco Lineco Lineco
Brokeco Brokeco Brokeco
Buyco Buyco Buyco
Lineco Lineco Lineco
POOLCO
Retailco Retailco Retailco Retailco
Cliente Cliente Cliente Cliente
GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
DISTRIBUCIÓN
REGULADO
REGULADO
Sellco Sellco
Gridco Gridco
Figura 1.1: Estructura de un mercado eléctrico competitivo y descentralizado
Esta estructura del mercado eléctrico es formulada reconociendo un
papel fundamental del control del sistema, caracterizado por ser un monopolio
natural que es ejercido por el Poolco. Este ente asegurará una operación eficiente del
mercado spot, confiabilidad del sistema y alta probabilidad de un despacho al
mínimo costo de todas las plantas conectadas al sistema. En el esquema se indica que
las principales transacciones podrían incluir interacciones entre múltiples entidades
dentro de los segmentos eléctricos de generación, transmisión y distribución. Los
únicos monopolios estarían presentes en el área de las líneas de distribución, líneas
de transmisión y el despacho o Poolco (términos sombreados).
3
La segmentación presentada separa posibles funciones competitivas
dentro de los sectores de generación y distribución. Sin embargo, tres de los
segmentos deben ser regulados dada su característica de monopolio: Poolco, Gridco
y Lineco.
Las funciones de cada uno de los segmentos del esquema de mercado de
la Figura 1.1 se resumen a continuación:
a) Nivel de Generación
- Fuelco: compra combustible para las plantas de generación eléctrica.
- Plantco: opera y mantiene las plantas de generación existentes.
- Sellco: comercializa contratos de suministro de largo plazo para
proporcionar cobertura en los precios a consumidores y generadores.
b) Nivel de Transmisión
- Poolco: despacha las plantas de generación y opera el mercado de corto
plazo
- Gridco: construye y mantiene el sistema de transmisión
- Brokeco: hace la unión entre compradores y vendedores a través de
contratos de largo plazo de transmisión y suministro de potencia
c) Nivel de Distribución
- Buyco: compra contratos de largo plazo para los clientes finales
- Lineco: construye y mantiene las líneas de distribución que se conectan al
sistema de transmisión para llegar a los clientes finales
- Retailco: proporciona servicios a los clientes finales incluyendo conexión
4
y cobro de cuentas
En Chile se ha reconocido tempranamente las funciones competitivas
dentro de cada segmento y aquellas que deben ser sujetas a regulación.
1.1 Características Generales del Mercado Eléctrico Chileno
Si bien, la estructura chilena no tiene el nivel de segmentación del
modelo presentado, existen varios conceptos semejantes entre ambos.
El segmento Generación está en manos de cada empresa privada
generadora y dentro de sus políticas comerciales está la compra de combustible,
mantención y operación de sus plantas, la venta o compra de energía en el mercado
spot, pagos por el uso del sistema de transmisión y finalmente la venta de contratos
de largo plazo para proporcionar suministro de energía a sus clientes finales, que
pueden ser clientes libres o regulados.
Dentro del segmento Transmisión que se ha definido en el modelo
presentado, ocupa en Chile la función de Poolco el CDEC que es un ente formado
por empresas generadoras y es el que opera el mercado de corto plazo
independientemente de los contratos comerciales y hace el despacho hidrotérmico.
Por otro lado, la empresa transmisora es la que opera el sistema de transmisión y no
forma parte del CDEC. La venta y compra de los contratos de suministro y los de uso
del sistema de transmisión son acuerdos fijados directamente entre las partes
interesadas y no se usa un agente intermediario para realizar tales transacciones.
Finalmente, en el segmento Distribución las empresas concesionarias son
las encargadas de dar obligatoriamente este servicio a quien lo solicite (si es que se
encuentra dentro del área de concesión), así como la construcción de las
instalaciones apropiadas para brindar este servicio. Además, como clientes regulados
de las empresas generadoras, la compra de electricidad que realizan para entregar a
sus clientes regulados es a precio de nudo y de acuerdo a las condiciones que se
5
establecen en los contratos de suministro. En la legislación chilena, no se reconoce
algún tipo de uso del sistema de transmisión por parte de las empresas de
distribución, por lo que éstas no establecen contratos de peajes con la empresa
transmisora. Respecto de los clientes finales, las empresas de distribución pueden
establecer contratos de suministro a precio libre con grandes clientes o a precio
regulado si es que son clientes pequeños.
Como se observa, en términos generales, el mercado eléctrico está
dividido en un Mercado Spot y en un Mercado de Largo Plazo que involucra
acuerdos libremente estipulados entre las empresas. Este mercado trata de promover
las decisiones de los participantes a través de señales económicas adecuadas
transmitidas en los precios de la electricidad. Sin embargo, en temas como expansión
del sistema de transmisión no existen procedimientos claramente definidos, con lo
que las decisiones pueden ser tomadas por los distintos participantes del mercado
eléctrico y en el momento que ellos decidan. Se agrega el hecho de que no existen
restricciones en cuanto a la concentración de propiedad de las empresas, ni
limitaciones a la integración vertical de las mismas.
El esquema de tarificación del sistema de transmisión en Chile se ha
implementado a través de una tarificación en dos partes. Una basada en un ingreso
marginal por energía y potencia, producto de la diferencia existente entre los precios
nodales; y la otra parte corresponde a un cargo adicional necesario para cubrir el
costo total del sistema de transmisión. Actualmente, para la determinación de los
precios de nudo se ocupa un modelo uninodal con el uso de factores de penalización
que sólo reflejan las pérdidas marginales y no los costos adicionales producto de
congestiones en las líneas. Como consecuencia de esto, se pueden producir efectos
distorsionadores sobre las señales económicas enviadas a los distintos participantes
del mercado eléctrico.
6
1.2 Objetivos de la Tesis
Tomando como referencia lo anterior, sería importante determinar el
efecto de las restricciones de transmisión sobre cada uno de los participantes del
sector eléctrico, y ver la aplicabilidad de contratos de largo plazo de transmisión,
propuestos por diversos autores, con el fin de garantizar estabilidad sobre los precios
y cobertura a las empresas participantes frente a diferencias en los costos producto de
la congestión en algunos tramos del sistema de transmisión.
Este trabajo busca evaluar cualitativa y cuantitativamente el efecto de las
restricciones de transmisión en el principal sistema eléctrico en Chile. Para ello se
usa como herramienta básica el programa computacional de explotación de
generación/transmisión Juanac, desarrollado por la Universidad Pontificia Comillas
de España. Este programa se basa en la modelación propuesta por Schweppe [13]
para el cálculo de los precios spot o precios instantáneos para los distintos nodos del
sistema. Los precios spot reflejan el costo de producir, en cada instante y
localización física, una unidad más de energía para un cliente específico, tomando en
consideración los costos de operación, y sujetos a un conjunto de restricciones de
operación del sistema eléctrico en su totalidad.
En rigor, para la determinación de los precios spot en el principal
mercado eléctrico chileno, se requeriría de un programa que optimice la operación
hidrotérmica del sistema y modele la red eléctrica multinodal. Este trabajo resuelve
el problema en una forma híbrida, combinando un despacho hidrotérmico uninodal
con el programa Juanac, equivalente, con ciertas aproximaciones, a un despacho
térmico multinodal.
Además del análisis del efecto de las restricciones de transmisión, este
trabajo ejemplifica la aplicación de contratos de congestión en el SIC.
7
1.3 Estructuración de la Tesis
Como se indicara, en este trabajo se estudia el impacto de las
restricciones de transmisión sobre un mercado competitivo de electricidad. Una
restricción sobre un tramo específico produce un efecto global sobre el sistema
eléctrico, y con una mayor incidencia sobre aquellas redes altamente interconectadas.
Por lo tanto, un análisis inapropiado de los flujos de potencia puede conducir a
conclusiones erróneas o a la adopción de modelos eléctricos incorrectos. Es
importante tener una visión global del sistema, tomando en consideración aspectos
técnicos y económicos en su conjunto.
En el Capítulo Nº2 se detalla el modelo de cálculo de los precios spot de
la electricidad propuesto por Schweppe, Caramanis, Tabors y Bohn [13]. Este
modelo constituye la base del cálculo de precios realizada en este trabajo, y por lo
tanto, es un elemento esencial en la evaluación de los efectos de las restricciones de
transmisión en el Sistema Interconectado Central, SIC, en Chile. La determinación
de los precios spot es relevante dentro del mercado eléctrico puesto que constituye la
base del ingreso que reciben las empresas y es la base de los pagos que deben
realizarse a los generadores y el precio pagado por los consumidores. De esta forma,
las modelaciones que se ocupen para su determinación, así como los supuestos y
simplificaciones, pueden tener efectos importantes sobre los valores finales que se
obtienen y sobre las señales económicas que se entregan a cada uno de los
participantes.
En el Capítulo Nº3 se hace un estudio de aquellos factores causales de
congestión sobre los tramos de transmisión y que normalmente son incluidos en las
modelaciones de los sistemas, destacándose aquellos relacionados con la capacidad
térmica de las líneas, seguridad de servicio y estabilidad de tensión.
8
Como se analiza en el Capítulo Nº4, en un mercado que se caracteriza
por ser competitivo y desregulado en aquellos segmentos donde es posible, la
congestión es un problema que afecta a todos los participantes del mercado, y en esta
medida algunos pueden verse beneficiados y otros afectados si es que no se proponen
soluciones adecuadas. En este capítulo se revisan soluciones propuestas a través de
estudios que se han realizado en otros países con el objeto de identificar elementos
comunes que puedan ser aplicables en Chile. Es indispensable encontrar aquellos
elementos que den las señales adecuadas a los agentes que participan y de este modo
lograr una expansión del sistema que reporte beneficios a los mismos. Dentro de este
marco, los contratos por congestión en la transmisión pueden ser una solución
adecuada a este tipo de problemas.
El Capítulo Nº5 analiza la organización del mercado eléctrico chileno, el
cual se caracteriza por ser competitivo y la mayor parte de las transacciones que se
realizan dentro de él quedan sujetas a las fuerzas del mercado. Además de existir
competencia en el segmento de generación, esta característica del mercado ha hecho
que surja una fuerte competencia entre las empresas generadoras y la principal
empresa de transmisión. Los problemas de congestión que surgen en determinados
períodos, hacen que esta competencia se acentúe aún más, y que algunas veces se
produzcan roces entre las empresas, producto de que la ley eléctrica vigente presenta
variadas interpretaciones para su aplicación.
En el Capítulo Nº6 se realiza un estudio que busca ilustrar el impacto de
las restricciones de transmisión sobre el Sistema Interconectado Central, SIC. Se
busca reflejar el impacto de las restricciones sobre los precios spot en los distintos
nodos del sistema, los ingresos marginales en los tramos congestionados y las
diferencias de precios entre un sistema restringido y otro sin congestión.
9
En el Capítulo Nº7 se realiza una comparación de aquellos elementos
claves entre la modelación chilena y la modelación de los contratos de transmisión, y
se ilustra un ejercicio numérico de la implementación de este modelo en el SIC.
También, se enuncian algunas ventajas de adoptar un modelo de contratos de
transmisión en el Sistema Interconectado Central chileno.
Finalmente, en el Capítulo Nº8 se destacan las conclusiones más
relevantes de este trabajo, así como también los aspectos claves necesarios en la
implementación de este modelo. Adicionalmente, se presentan los temas en los
cuales sería interesante seguir investigando con el fin de lograr resultados más
precisos e individuales a cada empresa real participante en el SIC.
10
II. DETERMINACIÓN DEL PRECIO SPOT
La energía eléctrica debería ser tratada como un commodity que puede
ser comprado, vendido y comercializado, tomado en consideración las variaciones en
el tiempo y espacio de sus valores y costos. En términos generales, el precio
instantáneo o precio spot refleja los costos de capital1 y operación de generar,
transmitir y distribuir energía eléctrica, el que varía en cada instante y de un lugar a
otro. Aunque se puede plantear el cálculo de un precio spot que varíe minuto a
minuto, varios mercados en el mundo han definido escalas de tiempo mayores para
su cálculo. En este trabajo se utilizará la hora como escala de tiempo, dando lugar a
un precio spot horario.
Un mercado de energía basado en el precio spot, tiene muchos beneficios
tanto para las empresas eléctricas como para sus consumidores. Éstos incluyen
mejoras en la eficiencia de la operación, reducción en inversiones de capital, y
opciones para los consumidores respecto del tipo de electricidad a ser comprada. El
mercado eléctrico basado en este tipo de precio es una situación win-win tanto para
las empresas, como sus clientes.
La formulación matemática general del cálculo de los precios spot ha
sido descrita por diversos autores, sin embargo, la modelación teórica propuesta por
Schweppe ha sido una de las más completas y claras, y ha constituido la base de los
planteamientos marginalistas de corto plazo en el área eléctrica. Por tales motivos, el
desarrollo de los precios spot que se presenta en este capítulo está basado en la
formulación de este autor.
1 Los costos de capital no aparecen en la expresión final de los precios spot, ya que al
ser un término constante, su derivada respecto de la demanda es nula.
11
El precio spot horario es determinado por las condiciones de la oferta y
demanda existentes en una determinada hora. Particularmente, depende de:
- Demanda total y demanda en cada nodo.
- Generación disponible y costos de la misma (incluyendo compras a otras
empresas).
- Disponibilidad y capacidad del sistema de transmisión/generación y las
pérdidas asociadas.
Para realizar una evaluación cuantitativa de los efectos de las
restricciones de transmisión, sería recomendable entender aquellas variables que
están involucradas en el cálculo de los precios spot, así como las restricciones a las
que está sujeta su determinación. Particularmente, el modelo Juanac toma como
referencia esta formulación matemática para la determinación de los precios spot en
cada nodo del sistema modelado, e introduce la capacidad de las líneas de
transmisión como una restricción adicional a la que está sujeta su función objetivo de
minimización de costos. Si bien Juanac no toma en consideración la totalidad de los
componentes del precio spot propuestos por Schweppe, la determinación de estos
precios involucra la combinación de algunas de estas variables que se asocian a las
restricciones que toma en cuenta el modelo computacional.
Se definen los siguientes términos [13]:
rk(t) : precio spot horario para cliente k durante hora t (mills/kWh)
dk(t) : demanda de cliente k durante hora t (kWh)
d(t) : demanda total de todos los clientes durante hora t (kWh),
con d t d tk
k
( ) ( )= å
12
Una aproximación básica usada para cuantificar el precio spot es la
siguiente,
rk(t) : Costo marginal de proporcionar energía eléctrica al cliente k
durante la hora t, tomando en consideración los costos de capital y de operación
(mills/kWh). Es decir:
)(d
)(t
tk
k
futuroelenyahoraesconsumidorlos
todosaeléctricaenergíaarproporcionde
¶
úû
ùêë
é
=
TotalCosto
¶
r (2.1)
La derivación de (2.1) debe ser evaluada sujeta a restricciones como:
- Balance de energía: generación total igual a demanda total más las
pérdidas.
- Límites de generación: demanda total durante hora t no puede exceder la
capacidad de todas las plantas de potencia disponibles en ese período de
tiempo.
- Leyes de Kirchoff: los flujos de energía y pérdidas en una malla son
determinados por leyes físicas.
- Límites de los flujos por las líneas: flujos de energía sobre una línea en
particular no pueden exceder los límites especificados sin provocar
problemas de operación sobre el sistema.
En la siguiente sección se explican los componentes que determinan los
precios spot, y en la forma que cada uno de ellos aporta en el valor final de estos
precios.
13
2.1 Componentes del Precio Spot
El precio spot asociado al cliente k durante la hora t, puede ser visto
como la suma de una serie de componentes individuales:
[ ][ ][ ]
[ ]
[ ]
[ ]llao de la ma suministrCalidad det
mallanto de la Mantenimiet
la mallainales de argPérdidas mt
neracióno de la ge suministrCalidad det
neracióninal de geargnto mMantenimiet
neracióninal de gearge mCombustibltt
M
Fk
)(+
)( +
)( +
)( +
)( +
)()(
kQS,
kM,
kL,
QS
h
h
h
g
g
gr =
(2.2)
Adicionalmente, a esta expresión se le puede agregar un par de términos
relacionados con lo que se ha denominado reconciliación de los ingresos2, los que
serán explicados más adelante.
Para detallar cada uno de estos términos se han clasificado tres grupos. El
primero de ellos agrupa aquellos componentes que hacen referencia a los costos de
operación del sistema, incluyendo combustible, mantenimiento y pérdidas en la red
eléctrica; el segundo grupo está formado por aquellos que relacionan la calidad de
suministro del conjunto generación/transmisión; y finalmente el tercer grupo hace
referencia a la reconciliación de los ingresos.
a) Componentes del costo de operación
Los componentes del precio spot horario generalmente más influyentes
son aquellos que tienen relación con la operación del sistema eléctrico, incluyendo
combustible y mantenimiento de las unidades empleadas, y las pérdidas que se
2 Estos componentes surgen cuando se opta por la aproximación de modificar el precio
spot.
14
producen por efecto de la transmisión de potencia a través del sistema de
transmisión.
En el desarrollo del modelo del precio spot, se asumirá primero un
modelo simple, al que se le irá agregando distintos componentes propios del
sistema3.
i) Componente marginal de mantenimiento y combustible de generación, l(t)
Para la obtención inicial del modelo más simple del precio spot,
denominado modelo lambda del sistema, l(t), se suponen las siguientes
simplificaciones:
- Se ignoran los costos de transmisión y distribución.
- Se agregan todos los consumidores individuales en una demanda única.
- Se agregan todos los generadores individuales en un generador único4.
El lambda del sistema, l(t) o precio spot único del sistema, corresponde
a la derivada de los costos totales de operación de las unidades de generación con
respecto a la demanda en esa hora. Este término incluye el efecto de compras y
ventas que una empresa puede hacer con otras empresas externas e interconectadas al
sistema. En general, l(t) tiende a crecer con el incremento de la demanda total d(t).
Para la obtención de este valor, se supone que hay suficiente capacidad de
generación disponible, por lo que la demanda nunca sobrepasa la oferta.
3 Como restricciones de capacidad de generación; costos de transmisión incluyendo los
relacionados con las pérdidas y restricciones en la capacidad de las líneas.
4 Simplificación que es aplicada en Chile en algunos de sus modelos, como en el GOL
(Gestión Óptima del Laja).
15
Se definen los siguientes términos,
t: índice de tiempo (hora).
j: generador j-ésimo.
k: consumidor k-ésimo.
gj,max(t): generación máxima (kWh) posible del generador j durante la
hora t.
gj(t): generación actual (kWh) del generador j durante la hora t.
gmax (t): generación máxima total (kWh) posible durante la hora t,
con g (t) =maxj
g tj max, ( )å
g (t): generación total (kWh) actual durante la hora t,
con g(t) =j
g tj ( )å y 0 £ g(t) £ gmax(t)
dk(t): demanda (kWh) del consumidor k durante la hora t.
d (t): demanda total (kWh) de todos los consumidores durante hora t,
con d(t) =k
d tk ( )å
16
En forma adicional se definen los siguientes costos:
Gj,F[gj(t)] : costo combustible (mills)5 del generador j, con una
generación gj(t) durante hora t.
Gj,M[gj(t)]: costo mantenimiento (mills) del generador j, con una
generación gj(t) durante hora t.
Gj,FM[gj(t)]: costo total de combustible y mantenimiento (mills) del
generador j. Es decir,
Gj,FM[gj(t)] = Gj,F[gj(t)]+ Gj,M[gj(t)]
GF [g(t)]: costo total de combustible (mills) durante hora t,
con [ ] [ ]G g(t) =Fj
G g tj F j, ( )å
GM [g(t)]: costo total de mantenimiento (mills) durante hora t,
con [ ] [ ]G g(t) =Mj
G g tj M j, ( )å
GFM[g(t)]: costo total de combustible y mantenimiento (mills) durante
hora t. Es decir,
GFM[g(t)] = GF[g(t)]+ GM[g (t)] (2.3)
5 mills corresponde a milésimas de dólar por kWh, aunque el modelo planteado puede
17
El costo total de proveer electricidad en un intervalo de tiempo [T1,T2]
está dado por:
[ ]Costo Tota g sl = GFM
s=T1
T2
( )å
Entonces, el precio spot horario para el consumidor k está dado por:
( )
( )r
¶¶k
(t) = Costo Total
tdk
Pero como para este caso se consideró una demanda agregada d(t), existe
sólo un precio spot,
( )
( )r
¶¶
(t) = Costo Total
d t(2.4)
Por simplificación del problema, se asume que no hay períodos múltiples
de tiempo relacionando los costos, por lo que
[ ]( )
r¶
¶(t) =
G
d tFM
g t( )(2.5)
Una restricción necesaria bajo la cual está sujeta esta expresión, está dada
por leyes físicas y se refiere al balance de energía en donde la energía total generada
durante la hora t tiene que ser igual a la cantidad total usada. Como para esta etapa se
supuso la no existencia de pérdidas, se tiene que:
g(t) = d(t) (2.6)
expresarse en cualquier unidad monetaria.
18
Por lo tanto, se obtiene lo siguiente para (2.5)
[ ]( )
r¶
¶(t) =
G
g tFM
g t( )(2.7)
Sustituyendo (2.3) en (2.7) se obtiene lo siguiente:
[ ]( )
[ ]( )
r¶
¶
¶
¶(t) =
G
g t
G
g tF M
g t g t( ) ( )+
donde, el componente de combustible y el componente de mantenimiento
del precio spot están dados por,
[ ]( )
g¶
¶F
F
(t) = G
g t
g t( )(2.8)
[ ]( )
g¶
¶M
M
(t) = G
g t
g t( )(2.9)
Por lo que,
r g g(t) = F ( ) ( )t tM+ (2.10)
A estos dos primeros componentes del precio spot se les llamará lambda
del sistema, por lo que:
l (t) = Lambda del Sistema
[ ]( )
l¶
¶g g(t) =
G
g tFM g t
t tF M
( )( ) ( )= + (2.11)
19
Luego, en este modelo simple, el precio spot es igual al lambda del
sistema:
r (t) = l (t) (2.12)
A medida que la modelación vaya completándose, se irán agregando más
términos en el precio spot r (t) (ecuación (2.10)). Sin embargo, la definición del
lambda del sistema, l (t), se mantendrá para todas las modelaciones futuras.
El desarrollo anterior puede relacionarse con el óptimo social, en el
balance oferta y demanda de energía eléctrica, según se explica a continuación.
Se define B[d(t)] como el beneficio total que reciben todos los
consumidores de usar d(t) de energía durante la hora t. Luego,
[ ] [ ]Costo Social Beneficio Social G g t B d tFM
= - = -( ) ( ) (2.13)
Se determinará el precio spot horario r(t), como la tarifa cargada a los
consumidores que minimiza el costo social asumiendo un comportamiento óptimo
del consumidor.
Los consumidores presentan un comportamiento óptimo si d(t) es elegido
para maximizar la diferencia entre sus beneficios y sus costos, es decir:
[ ]( )Max B d t t d td t( ) ( ) ( ) ( )- r (2.14)
Con lo que se obtiene,
[ ]¶
¶r
B
d t
d tt
( )
( )( )= (2.15)
20
Como se asume que los consumidores son tomadores de precio y como la
demanda es la suma de la demanda de todos los consumidores, éstos por si solos no
pueden afectar r(t). Por lo tanto, d(t) = d[r(t)], que al sustituir en (2.13) y obtener la
forma Lagrangeana de dicha función, tomando en consideración el balance de
energía, se tiene
[ ] [ ] ( )[ ] ( )[ ]tgdttdBtgGteFM
-+-=W t )()()( )( rm (2.16)
me (t): multiplicador de Lagrange asociado a la restricción de balance de
energía sin pérdidas d(t) = g(t).
Derivando respecto de g(t),
¶
¶
(t)
g(t)
W= 0
se obtiene
( )[ ]( )
( ) 0t g
g G FM =- t
te
m¶
¶(2.17)
lo que indica que el multiplicador de Lagrange es igual al lambda del
sistema:
( )( )[ ]
( )( )t
tgt
e
tg
G FM l
¶
¶m ==
Derivando respecto a r(t)
¶
¶ r
(t)
(t)
W= 0 (2.18)
21
se obtiene,
( )[ ]( )
( )[ ]( )
( )( )[ ]( )
0t
t d
t
t d
t
t dB =+-
r¶
r¶m
r¶
r¶
¶
¶t
de
luego,
[ ]( ) )(
)(
)(B tt
td
tde
lm¶
¶== (2.19)
que corresponde al precio spot r (t) de la ecuación (2.15). Se obtiene
finalmente que r (t) = l (t).
Generalmente, l (t) es una función de la demanda d(t), la que a su vez es
una función del precio r (t). Por lo tanto, se tiene una solución explícita para el
precio spot dada por ( ) ( )[ ][ ]r l r d tt = , la que comúnmente es representada
económicamente por la intersección de las curvas de oferta y demanda, como se
observa en la Figura 2.1:
0
5
10
15
Demanda (kWh)
Precio
(mills/kWh)
Curva de Demanda Curva de Oferta
Precio Resultante
Demanda Resultante
Figura 2.1: Intersección de curva de oferta y curva de demanda
22
Como se observa en la curva de oferta, el costo marginal aumenta cuando
la demanda aumenta. Y en la curva de demanda, la demanda disminuye cuando el
precio aumenta.
ii) Pérdidas en la red eléctrica, hL,k (t)
Este componente modifica el precio spot cuando se incorporan al modelo
las pérdidas de energía resultantes de la transmisión y distribución. El efecto de la
demanda, dk(t), sobre las pérdidas totales o las pérdidas en las líneas individuales
depende de la ubicación física del consumidor k en la red. Las pérdidas sobre una
línea están determinadas por la generación y carga en todos los nodos y no sólo los
nodos de entrada y salida de la línea.
En rigor, en la determinación de este componente hL,k (t) se debe
modelar el impacto de los flujos eléctricos sobre las pérdidas, resultantes de la
interacción de voltajes en barras, flujos de potencia activa y reactiva, etc. Una
simplificación frecuente a este nivel y adoptada en este trabajo, es modelar
solamente los flujos de potencia activa en lo que se ha denominado un flujo de
potencia lineal o flujo DC (Ver Anexo A6).
El precio spot, incorporando las pérdidas, queda dado por:
( ) ( )[ ] ( )( )t
ttk
kL, d
tL
¶
¶lh ´= (2.20)
donde se multiplica el lambda del sistema por las pérdidas marginales, y
asumiendo una dependencia cuadrática de las pérdidas sobre los flujos de las líneas,
resulta la siguiente expresión:
6Anexo A:Modelo de Flujo en Corriente Continua (DC), pp. 191
23
( ) ( )[ ] ( )( )( )å´=
i
ii
t
ttzRtt
k
ikL, d
z 2
¶
¶lh
donde:
d k (t): demanda del consumidor k durante la hora t.
z i(t) : flujo de potencia sobre la línea i durante la hora t.
( )z t : vector de flujos de potencia por las líneas del sistema.
( ) ( )[ ] ( )[ ]L t L z t L z ti ii
= = å : pérdida total de energía por las líneas.
( )[ ] ( )L z t R z ti i i i= 2 : pérdida en la línea i según flujo de carga DC.
Ri : constante proporcional a la resistencia de la línea i.
b) Componentes de la calidad del suministro
Además de considerar los componentes relacionados con la operación del
sistema, el precio spot es modificado por aquellos componentes que se relacionan
con la calidad del servicio de generación y de transmisión. En general, la influencia
de estos componentes sobre el precio spot es muy baja exceptuando aquellos
períodos en donde la capacidad de generación y del sistema de transmisión ha
llegado a su límite máximo. Durante esos períodos críticos, el valor final del precio
spot está fuertemente influenciado por los componentes de la calidad de suministro.
i) Calidad de suministro de la generación, gQS(t)
Un término adicional debe agregarse al precio spot r (t) si se modela la
calidad de suministro de la generación.
24
Se puede suponer que se tiene una demanda d(t) y una generación
máxima gmax(t) durante la hora t. Si d(t) > gmax(t), el sistema dejaría de abastecer
parte de la carga (condición de falla) y, por ende, se deben tomar medidas para evitar
que tal condición ocurra.
Cuando g(t) = d(t) se aproxima al nivel de generación crítica gcrit,g(t)
(basado en la capacidad de generación y requerimientos de reserva de la operación),
las empresas toman medidas para prevenir que g(t) no sobrepase gcrit,g(t). Por lo
tanto, la generación total durante la hora t debe ser menor o igual al nivel de
generación crítica, es decir, g(t) £ gcrit,g(t).
Para la determinación de este componente, se define ( )[ ]G g tQS como el
costo asociado a la calidad de suministro de la generación. Es decir, los costos
incurridos en proporcionar energía confiable a los clientes durante la hora t. Este
término se agrega a la función de costo social de la ecuación (2.13), o sea:
[ ] [ ] [ ]Costo Social G g t G g t B d tFM QS= + -( ) ( ) ( )
Minimizando esta expresión se obtiene ( )g QS t , que representa el
componente del precio spot asociado a la calidad de suministro de generación, es
decir,
( )( )[ ]
( )g
¶
¶QS tg t
= G
g tQS
(2.21)
Por lo tanto, la expresión para el precio spot hasta el momento es,
( ) ( ) ( ) ( )tt QSkL, t t ghlr ++=
la que modela los siguientes componentes:
25
- Costo combustible y mantenimiento de generación.
- Pérdidas.
- Costo de la calidad de suministro de generación.
- Restricción de suministro de generación g(t) £ gcrit,g(t).
ii) Calidad de suministro de la red eléctrica, hQS,k(t)
Cuando los flujos de potencia alcanzan magnitudes muy grandes, la vida
útil de las líneas disminuye respecto a condiciones normales de operación y se
incrementa la probabilidad de falla de los tramos del sistema de transmisión, con la
consiguiente disminución de la calidad del suministro. Por lo tanto, el componente
que se relaciona con la calidad del servicio de la red, modifica el valor final del
precio spot y llega a ser importante en magnitud cuando la capacidad del sistema de
transmisión está cerca de sus límites térmicos.
Normalmente, la empresa dueña del sistema de transmisión debiera
establecer el límite térmico en determinadas líneas respecto del flujo máximo que
puede circular por ellas. En la práctica, este límite varía con el tiempo de duración
del flujo, la temperatura externa, dirección del flujo y condiciones en otros nodos del
sistema. Al incluir este componente en la determinación del precio spot, se puede
suponer la siguiente condición de operación:
( )z t zi i max£ ,
donde los flujos que circulan por una línea específica i están limitados
por un límite máximo establecido por los dueños de la línea.
26
Adicionalmente, para reflejar los efectos de los flujos sobre el sistema, se
asocia una función de costo a la calidad de suministro de la línea, dada por:
( ) ( )[ ] ( )[ ]tztzti
i N NN QSiQS,QS å ==
donde,
( )tiQS,N : costos de la calidad de suministro (mills) de la línea i durante
la hora t.
( )[ ]NQS z t : costo total asociado a la calidad del suministro del sistema de
transmisión (mills).
Tomando en consideración la restricción térmica de las líneas y los
costos de transmisión de proporcionar un adecuado suministro, el término marginal
asociado está dado por,
( )
( )[ ] ( ) ( )
( )
( )[ ]( )
( )( )
( )
h
¶ m
¶
¶
¶m
¶
¶
h
h
N
d
N
z
z
d
QS,k
QS
k
QS,i
i
i
k
t
z t t z t
t
z t
tt
t
t
QS i ii
i
QS ii
=
+é
ëêù
ûú
= +é
ëêê
ù
ûúú
å
å
, ,
, ,
(2.22)
donde:
( )mhQS, ,i t : multiplicador de Lagrange asociado a la restricción de flujo
máximo por la línea i.
c) Componentes de reconciliación de los ingresos
Es importante comprobar que las condiciones de óptima eficiencia
económica sean compatibles con la viabilidad económica y financiera de la empresas
27
eléctricas. El término reconciliación hace referencia a la adopción de medidas
adecuadas para ajustar los siguientes tres términos: cantidades pagadas por los
consumidores, ingresos percibidos por los generadores y costos totales de suministro.
El objetivo de la reconciliación de los ingresos es lograr condiciones de
igualdad entre los ingresos percibidos por los generadores (incluido retorno de
capital) y los pagos realizados por los consumidores, así como también, la igualdad
entre los mismos ingresos con los costos totales de las empresas suministradoras.
Para alcanzar estas condiciones se desarrollan procedimientos que consiguen la
igualdad cuando ésta no ocurre por sí sola (ajustes, devoluciones, creación de un
fondo común, modificaciones a los precios spot).
Se debe resolver el conflicto posible entre optimizar la eficiencia
económica, lo que requiere el uso de precios marginalistas, y mantener la viabilidad
de la industria eléctrica en su conjunto, que requiere que los ingresos cubran los
costos de suministro.
La modelación que ocupa Schweppe, se basa en una modificación del
precio spot pagado por los consumidores a través del uso de dos componentes de
reconciliación del ingreso. Esto es con el objeto de que el ingreso que recibe una
empresa sobre un intervalo de tiempo, cubra sus costos de operación y costos de
capital, más una razonable tasa de retorno sobre la inversión.
Por lo tanto, a la expresión (2.2) se deben agregar los siguientes
términos:
( ) [ ]( )[ ]
kR,
R
istemaesos del Són de IngrconciliaciRet
neraciónesos de Geón de IngrconciliaciRetciónReconcilia
h
g
+
=
(2.23)
28
En el caso de Chile, cada empresa establece en sus contratos comerciales
las condiciones de compra/venta, y los riesgos asociados al negocio son propios de
cada una de ellas. Por lo tanto, los contratos de suministro de las empresas
generadoras se establecen con clientes regulados a precio de nudo o bien con grandes
consumidores a precio libre. Por otro lado, los contratos de compra de las empresas
distribuidoras son a precio de nudo y la venta se realiza a un precio regulado en caso
de ser consumidores con una potencia conectada inferior o igual a 2MW, o bien, a
precio libre si se trata de un gran consumidor.
29
III. RESTRICCIONES PRESENTES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO
Y SUS EFECTOS SOBRE EL MERCADO ELÉCTRICO
Una red altamente interconectada, crea fuertes interacciones eléctricas a
través de los distintos puntos del sistema. Cada planta generadora y cada una de las
cargas afecta a las otras existentes en el sistema. La potencia es transportada con el
fin de abastecer la demanda o bien poder ajustar ciertas contingencias o fallas que
ocurren en el sistema. La potencia que fluye en las redes, puede circular
confiablemente si hay suficiente capacidad de transferencia disponible sobre todas
las líneas del sistema.
La competencia dentro del mercado eléctrico se ve enfrentada a los
impactos que surgen de estas interacciones y de las restricciones a las que éstas están
sujetas. A grandes rasgos, el efecto de una simple restricción sobre un sistema
eléctrico, puede llegar a crear una congestión que hace variar drásticamente el precio
en cada localidad del sistema. Además, dependiendo de la ubicación de los agentes
del mercado en un sistema restringido, se pueden manipular las interacciones dentro
de la red con el fin de incrementar las utilidades y restringir la producción de los
competidores.
Normalmente se distinguen tres tipos de restricciones que limitan la
capacidad de transferencia de potencia de un sistema de transmisión [22]:
restricciones térmicas, restricciones de voltaje y restricciones de operación del
sistema.
3.1 Limitaciones Térmicas
Éstas son las restricciones más comunes que limitan la capacidad de una
línea de transmisión, cable o transformador de potencia. Los conductores eléctricos
al oponer resistencia al flujo de electrones producen un calentamiento de los mismos.
Las temperaturas sobre el conductor, dependen de la corriente y también de las
30
condiciones climáticas ambientales como: temperatura, velocidad y dirección del
viento, que producen la disipación del calor en el aire. Sin embargo, la capacidad
térmica sobre las líneas de transmisión normalmente es expresada en términos de los
flujos de corriente en lugar de las temperaturas actuales, dada la facilidad de
medición.
Los límites térmicos son necesarios, ya que un sobrecalentamiento de las
líneas conduce a dos posibles problemas:
- La línea de transmisión pierde resistencia mecánica y reduce su vida útil
esperada.
- Cada tramo de una línea de transmisión que se encuentra entre dos torres
de apoyo, se expande y comba en el centro. Si la temperatura es
constantemente alta, la línea sobrecalentada se estira y puede hacer que el
espacio entre la línea y la tierra sea menor que el requerido por razones de
seguridad.
Como el sobrecalentamiento es un proceso gradual, los flujos de
corriente más altos pueden circular por períodos limitados de tiempo. De esta forma,
una capacidad térmica normal para una línea, corresponde al nivel de flujo de
corriente que puede soportar indefinidamente. Los rangos de emergencia son niveles
que la línea puede soportar por períodos limitados, como por ejemplo, algunas horas.
Similarmente, los transformadores de potencia y otros equipos también
están limitados por restricciones térmicas. En el caso de los transformadores, éstos
están diseñados para operar con un ascenso máximo de temperatura, ser capaces de
disipar el calor producido y, simultáneamente, proteger la aislación del equipo.
31
3.2 Restricciones de Voltaje
Las fluctuaciones de voltaje pueden darse debido a variaciones en la
demanda eléctrica y/o a fallas sobre las líneas de transmisión o distribución. Las
restricciones sobre los niveles máximos de voltaje son establecidos por el diseño de
la línea de transmisión. Si el máximo es sobrepasado, se pueden producir
cortocircuitos, interferencias y ruido; y los transformadores y otros equipos presentes
en las subestaciones e instalaciones de los consumidores pueden llegar a dañarse o
destruirse. Las restricciones mínimas de voltaje también existen y se basan sobre los
requerimientos de los consumidores. Los voltajes bajos provocan una operación
inadecuada de los equipos y pueden dañar los motores de los consumidores.
El voltaje sobre una línea de transmisión tiende a caer desde el extremo
transmisor hasta el extremo receptor. La caída de voltaje a lo largo de la línea es
directamente proporcional a los flujos de potencia reactiva y la reactancia de la línea,
la que aumenta con el largo de la misma. Cuando es necesario, condensadores son
instalados en las líneas para controlar las caídas en el voltaje.
3.3 Restricciones en la Operación del Sistema
Este tipo de restricciones en los sistemas de potencia nace principalmente
de los requerimientos de seguridad y confiabilidad. De esta forma, es importante
controlar los flujos de potencia en las líneas de transmisión y distribución de una red
eléctrica. Los flujos de potencia se redistribuyen cuando la demanda cambia, cuando
los modos de generación cambian, o cuando el sistema de transmisión o distribución
es alterado debido a que algún circuito está siendo conectado o está saliendo de
servicio.
32
3.3.1 Operación preventiva para la seguridad del sistema
Restricciones sobre las capacidades de transmisión también ocurren
debido a procedimientos de operación preventiva para la seguridad de los sistemas.
Los sistemas de potencia son diseñados y operados para proporcionar continuidad de
servicio en caso de posibles contingencias como: pérdida de una unidad generadora,
pérdida de una línea de transmisión, o falla de algún otro componente del sistema.
Estos procedimientos preventivos apuntan a operar el sistema con el fin de evitar
interrupciones en el servicio, como resultado de la salida de servicio de algún
componente. Esto incrementa la seguridad en la operación de los sistemas
interconectados y reduce la frecuencia con la que los principales problemas ocurren.
3.3.2 Estabilidad del sistema
Los problemas de estabilidad de los sistemas de potencia representan
otras restricciones de operación de los sistemas. Generalmente ellos son agrupados
en dos tipos:
- Mantención de la sincronización entre los generadores del sistema.
- Prevención del colapso de los voltajes.
Dentro de un sistema interconectado, todos los generadores giran
sincronizadamente a una frecuencia específica. Cuando una falla ocurre en el sistema
de transmisión, los requerimientos de potencia de los generadores cambian. La falla
puede reducir los requerimientos del generador; sin embargo, la potencia mecánica
de la turbina permanece constante, haciendo que el generador se desacelere. Al
eliminar la falla, se altera el flujo de potencia y la turbina aumenta la velocidad. Esto
produce oscilaciones en la velocidad a la que el generador rota y en la frecuencia de
los flujos de potencia del sistema. Bajo estas circunstancias el sistema puede ser
inestable, en lo que se denomina una inestabilidad transiente y puede conducir a un
colapso total del sistema. Para evitar esta inestabilidad transiente, la potencia que se
33
transmite entre las áreas es limitada a niveles determinados por estudios de
contingencias del sistema. La llamada inestabilidad dinámica generalmente ocurre
cuando pequeñas variaciones normales en generación o consumo dan origen a
oscilaciones de baja frecuencia. Estas condiciones pueden conducir a grandes
fluctuaciones de voltaje y frecuencia, resultando en una pérdida de la estabilidad del
sistema.
La inestabilidad en el voltaje ocurre cuando el sistema de transmisión no
está adecuadamente diseñado para administrar los flujos de potencia reactiva.
Grandes cantidades de flujos de potencia reactiva en líneas de transmisión largas,
dan origen a serias caídas en el voltaje en el extremo consumidor, haciendo que en
este extremo aumente la corriente. Este incremento en la corriente causa flujos de
potencia reactiva adicional y pérdidas de voltaje en el sistema, llevando a voltajes
aún más bajos en el extremo receptor. Si el proceso continua, el voltaje colapsa y es
necesario que los usuarios sean desconectados para prevenir daños serios.
Finalmente, el sistema colapsa total o parcialmente.
3.3.3 Flujos de potencia en el sistema de transmisión
Cuando la potencia eléctrica fluye entre los distintos puntos del sistema
de transmisión, ésta no sigue un trayecto único. En lugar de eso, la potencia fluye en
forma paralela a través de cada trayecto existente entre la fuente y el destino,
dependiendo de la impedancia presente en las líneas. Un trayecto con una
impedancia baja transporta una mayor parte de la transferencia total que un trayecto
con una impedancia alta.
Los flujos de potencia, por lo tanto, pueden circular a través de trayectos
paralelos en otros sistemas de transmisión, dependiendo de las condiciones de carga.
Este fenómeno se ha denominado flujos paralelos. En forma adicional, cuando varios
sistemas de transmisión están interconectados entre sí, los flujos de potencia pueden
circular por los sistemas y regresar, formando lo que se ha denominado flujos
34
cerrados (loop flows). Ambos efectos pueden limitar la cantidad de potencia que el
resto de los sistemas pueden transferir a sus propios consumidores.
El problema de los flujos paralelos puede hacer incoherentes acuerdos
bilaterales establecidos en el mercado de la transmisión, ya que la circulación de los
flujos de potencia por las redes ocurre sin importar quien sea el propietario de las
líneas de transmisión. Agravando esto, se suma la situación en que la capacidad de
transferencia de transmisión, por condiciones de estabilidad, puede resultar menor
que los límites térmicos de las mismas líneas, y esta diferencia puede cambiar de
acuerdo a como varíen las condiciones del sistema.
Los flujos de potencia a través de una interconexión7 pueden provocar
efectos dramáticos sobre la capacidad de otras y distantes interconexiones:
- La capacidad de transferencia no puede ser definida o garantizada sobre
un horizonte razonable de tiempo.
- Las definiciones convencionales de capacidad de transferencia de una
interconexión dependen de las condiciones de carga consideradas, como
se puede observar en la Figura 3.1.
7La reducción a interconexión es una simplificación que es usada para el manejo de los
sistemas de transmisión altamente interconectados. En este trabajo, se entiende por interconexión de
transmisión a aquella que separa la región productora de la región consumidora, y generalmente se
define un límite máximo de transferencia para cada una de ellas.
35
1800 MW
A
B
C
A
B
C
900 MW
0 MW
900 MW
0 MW
1800 MW
Pmax= 600 MW
300 MW
300 MW
600 MW
1200 MW
Pmax= 600 MW
1800 MW?
Interconexión Interconexión
900 MW?
¿ CUÁL ES LA CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA INTERCONEXIÓN?
Figura 3.1: Capacidad de transferencia de una interconexión
Se supone que A y B están en una región y que hay muchos
consumidores localizados en C y la interconexión de transmisión separa la región
productora de la consumidora8. ¿Cuál es la capacidad de transferencia a través de la
interconexión de transmisión? [7,8,11].
Dependiendo del nivel de consumo que se asuma y la forma en que se
genere, se tienen distintas respuestas. En la figura se presentan dos condiciones. En
la primera, la demanda total de C es de 900MW y ésta es proporcionada por el
generador de bajo costo A. De acuerdo a las leyes físicas, el trayecto A-B-C es dos
veces más largo que el trayecto A-C, por lo que tiene doble resistencia eléctrica. Por
8Para este ejemplo se asume que las líneas presentan características idénticas,
exceptuando la restricción térmica presente en la línea que conecta A y C con una capacidad máxima
de 600 MW.
36
lo tanto, 600MW se mueven a través de este último trayecto, y los restantes 300 MW
por el otro. No hay potencia generada en B, y no puede ser agregada más potencia
sin sobrepasar los 600MW de restricción en la línea A y C. Por lo tanto, como
consecuencia de esta restricción y como se eligió generar 900MW en A, no es
posible satisfacer una mayor demanda en C. Por ende, la capacidad de transferencia
de potencia de la interconexión puede ser considerada como de 900MW.
Si la demanda aumenta en C, no hay más elección que generar potencia
en B y reducir la generación en A, con el fin de no exceder la limitación térmica en
la línea analizada. En el caso extremo, en la otra condición representada en la figura,
si la demanda aumenta a 1800MW, la única solución es generar toda la potencia en B
y nada en A. Por lo tanto, la capacidad de transferencia de potencia en la
interconexión puede ser considerada como de 1800MW.
En un sistema real, las dos condiciones representadas pueden presentarse
por las economías y disponibilidad de los generadores en distintos períodos de
tiempo.
La transferencia de capacidad disponible real en un sistema en un tiempo
particular, puede diferir de la calculada en las simulaciones como consecuencia de
que en los estudios sólo se considera un limitado conjunto de condiciones de
operación, mientras que en la realidad puede darse una amplia gama de condiciones,
imposibles de evaluar en su totalidad.
Tomando el mismo ejemplo, se podría pensar en sacar la línea entre A y
B, o colocar un interruptor, pero tales modificaciones podrían comprometer la
confiabilidad de la red, la que posee la habilidad natural de redireccionar en forma
instantánea los flujos.
37
a) Externalidades asociadas a los flujos paralelos
Las externalidades asociadas al fenómeno de flujos paralelos en una red
eléctrica constituye una importante barrera para la formación de mercados eficientes,
ya sea eléctricos o de servicios de transmisión.
Si no existieran externalidades, entonces los mercados competitivos
esperarían encontrar un uso eficiente a todos los recursos. Sin embargo,
análogamente a lo que sucede con las externalidades ambientales, se sabe que en un
mercado perfectamente competitivo los participantes no tomarían en cuenta el costo
de las externalidades, por lo que si se deja actuar solo al mercado, los recursos como
el agua y aire serían mal manejados. Por tal razón se tienen leyes de protección
ambiental y agentes que las hacen cumplir, y no significa que estén suplantando el
mercado, sino que establecen reglas con el fin de tomar en consideración esas
externalidades.
En el caso eléctrico, cuando alguien transmite potencia en un sistema
eléctrico no radial, los flujos paralelos que se originan pueden afectar los sistemas y
despacho de terceras partes que no están involucradas en la transacción. Esto
constituye una externalidad propiamente tal. Algunas veces es una externalidad
negativa e incrementa los costos de esas terceras partes, y algunas veces puede ser
una externalidad positiva que hace disminuir esos costos. Con los sistemas
enmallados existentes en la actualidad y su tecnología, no hay forma de evitar los
efectos de estos flujos paralelos, y por razones de confiabilidad, este flujo libre a
través de la malla es una gran ventaja que se debería conservar.
Los principales problemas que se presentan por efecto de estos flujos
paralelos son [7,11]:
- En general, en los sistemas de transmisión no hay esquemas de derechos
de propiedad transables. No hay un sistema práctico de derechos de
38
propiedad que administre el uso del sistema de transmisión y que apoye
un mercado eléctrico descentralizado.
- No hay una definición de capacidad de transmisión disponible (ATC9).
No es posible definir esta capacidad para una interconexión de
transmisión sin conocer todo acerca del uso de la malla completa en ese
momento.
- No hay separación entre la tarificación de la transmisión y el mercado
spot. El costo de oportunidad de la transmisión depende de los costos
marginales de la energía en los distintos nodos, y estos costos son
determinados simultáneamente con el despacho y el mercado spot.
- No hay escapatoria de las externalidades del sistema eléctrico. Al existir
externalidades en la transmisión, los mercados descentralizados no
pueden operar en forma óptima.
Una aplicación estricta de los derechos de propiedad en el sistema de
transmisión debería permitir a los propietarios controlar los flujos de potencia. En
presencia de flujos paralelos y el libre movimiento de potencia, sólo se puede
controlar el uso de la malla a través del control del despacho, y no hay disponible un
sistema descentralizado de derechos de propiedad en términos de la transmisión
únicamente. Sin la existencia de tales derechos surgen externalidades y, por lo tanto,
la eficiencia se ve afectada por las fallas del mercado.
Los mismos efectos de los flujos paralelos explican el porque ha sido tan
difícil la definición de ATC. La capacidad sobre una particular interconexión de
transmisión depende en gran medida de los flujos existentes sobre todas las
9Available Transmission Capacity
39
interconexiones. No hay forma de saber la capacidad que se dispondrá en algún
período de tiempo en el futuro, sin especificar todos los flujos sobre el sistema.
A causa de los flujos paralelos, el costo de oportunidad de operación de
corto plazo de la transmisión nace principalmente de la necesidad de redespachar
otras unidades generadoras en el sistema con el fin de respetar las posibles
restricciones en el sistema de transmisión. El redespacho puede afectar unidades
distantes en aquellos caminos condicionados por las distancias eléctricas. Por lo
tanto, el costo de oportunidad del uso de la transmisión deriva de los costos
marginales del redespacho, el cual debería ser determinado simultáneamente con los
precios del mercado spot.
En el corto plazo, se pueden distinguir tres tipos de costos que componen
la transmisión eléctrica: 1) costos por congestión, 2) pérdidas resistivas, 3) costos de
servicios auxiliares (ej.: control de frecuencia, potencia reactiva, reserva en giro). De
estos factores, el más importante es el primero, puesto que afecta la eficiencia del
despacho del sistema y el alcance del mercado eléctrico, incluyendo la concentración
del poder de mercado.
Para visualizar más claramente las externalidades asociadas a los flujos
de potencia cuando existen restricciones, se presenta el siguiente ejemplo [3]
simplificado (Ver Figura 3.2):
Considerar los nodos 1 y 2 como generadores con capacidad máxima de
generación de 500 MW cada uno de ellos y costos marginales de c1=10 $/MWh y
c2=30 $/MWh. En el nodo 3 se encuentra el consumo cuya función está dada por
p3(q)=110-0,2q, donde q es el consumo de electricidad en MW. Se supone que todas
las líneas presentan las mismas características eléctricas, con pérdidas de transmisión
insignificantes.
40
i) Despacho sin restricción de transmisión.
El despacho óptimo resulta de la intersección entre la función de costo
marginal (agregada para los dos nodos generadores) y la función inversa de
demanda, con lo cual se deben generar 500 MW en nodo 1 y ser transferidos al nodo
3. Como los flujos de potencia siguen las leyes de Kirchoff implica que 1/3 de la
potencia generada va por las líneas (1,2) y (2,3), y los restantes 2/3 son transmitidos
por la línea (1,3).
1
2
3
q1: 500 MW
c1: 10 $/MWh
166,6 MW 166,6 MW
333,3 MWq3: 500 MW
c3: 10 $/MWh
Figura 3.2: Despacho sin restricción de capacidad de transmisión
Como resultado del despacho, al no existir limitaciones en la capacidad
de transmisión ni pérdidas en las líneas, el servicio de transmisión tiene un costo
marginal10
igual a cero, y el costo marginal de la electricidad en el nodo 3 es de 10
$/MWh.
41
ii) Despacho con restricción en capacidad de transmisión.
Tomando la misma red descrita más arriba, pero con una capacidad
máxima de 50 MW en la línea (1,2), se observan una serie de efectos producto de
esta limitación térmica. Si se mantiene la generación del nodo 2 en cero, la máxima
potencia que puede ser transferida desde el nodo 1 al nodo 3 es de 150 MW, dada la
restricción de 50 MW presente en el sistema, por lo que sólo se abastecería una
demanda en el nodo 3 de 150 MW. Por lo tanto, en caso de darse una mayor
demanda, debería generar el nodo 2 con un costo marginal superior al nodo 1. Como
ya se explicó con anterioridad, la potencia generada por cada uno de los nodos sigue
las leyes eléctricas, por lo que, 1/3 de la generación del nodo 1 se transmite por la
línea (1,2) y 1/3 de la generación del nodo 2 se transmite por la línea (2,1). Por lo
tanto, la transmisión del flujo de potencia desde el nodo 2 al nodo 1 (generación
nodo 2) compensa aquel flujo transmitido desde el nodo 1 al nodo 2 (generación
nodo 1), por lo que la restricción en la línea (1,2) es aliviada gracias a la generación
en el nodo 2. Interacciones de este tipo son comunes en sistemas de transmisión
interconectados y comúnmente son coordinadas a través del despacho que se hace
del sistema.
Suponer que q1 y q2 son la potencia generada por los nodos 1 y 2
respectivamente. Entonces, la potencia que puede circular por la línea (1,2) está dada
por 2112 3
1
3
1qqP -= , por lo que el despacho económico del sistema consistirá en
elegir q1 y q2 tal que la demanda q en el nodo 3 sea satisfecha al mínimo costo sujeta
a restricciones de capacidad de transmisión y generación, es decir:
( )C q Min c q c qq q( ) ,= +1 2 1 1 2 2 (3.1)
10 Diferencia marginal entre los precios de los nodos
42
s.a.:
max
max
max
Pqq
qqq
22
11
1223
1
13
1
21
£
£
£-
³+
La capacidad de generación de los nodos 1 y 2 (qmax max
1 2 y q ) es de 500
MW, y la capacidad máxima de la línea (1,2) es de 50 MW (Pmax
12).
Intersectando la función de costo marginal y la función inversa de la
demanda se obtiene una demanda de 450 MW a un precio de 20 $/MWh, y una
generación de 300 MW y 150 MW para los nodos 1 y 2 respectivamente. Los flujos
se muestran en la Figura 3.3, y los precios obtenidos para los nodos 1, 2 y 3 son de
10, 30 y 20 $/MWh, respectivamente. En este caso, el cargo marginal por el servicio
de transmisión ya no es cero, sino que corresponde a la diferencia de los precios
entre los nodos, por lo que el cargo desde el nodo 2 al nodo 3 corresponde a -10
$/MWh, lo que significa que por cada 1 MW de potencia transferida desde 2 a 3, el
nodo generador recibe estos $10 por aliviar la congestión presente en la línea (1,2).
1
2
3
q1: 300MW
c1: 10 $/MWh
50MW 200MW
250MWq3: 450MW
c3: 20 $/MWh
q2: 150MW
c2: 30 $/MWh
Figura 3.3: Despacho con restricción de capacidad de transmisión
43
Como se ve, la capacidad de transmisión entre dos nodos en una malla
depende no sólo de las características físicas de la red eléctrica, sino que además del
tipo de transacción de potencia que se realice (la descongestión de la línea se puede
lograr por intermedio de la intervención del generador presente en el nodo 2).
3.4 Impacto Económico de las Restricciones
En una operación de corto plazo, la modelación de la transmisión es
relativamente simple, puesto que se reduce a considerar la inyección de potencia en
un punto del sistema y al retiro de ésta en otro punto. El modelo más simple de
inyecciones y retiros en algún nodo del sistema captura la realidad necesaria y dentro
de este modelo, la transmisión modifica la operación de corto plazo a través de la
introducción de pérdidas y posibles costos de congestión.
La transmisión de potencia a través de las líneas de un sistema se ve
enfrentada a una resistencia que produce pérdidas. Por lo tanto, el costo marginal de
la distribución de potencia a los distintos nodos difiere en al menos el efecto
marginal de las pérdidas sobre el sistema. Un adecuado despacho económico debería
tomar en cuenta las pérdidas, y por lo mismo, el precio de equilibrio debería ser
ajustado convenientemente.
Con respecto a la congestión en la transmisión, las limitaciones presentes
en la operación de corto plazo dentro del sistema interconectado restringen los
movimientos de potencia, y de ese modo imponen un costo marginal más alto en
ciertas localidades. De este modo, el flujo de potencia se distribuye por la línea de
transmisión desde la región de bajo costo hacia aquella de costo más alto. Si esta
línea tiene un límite sobre su capacidad, entonces en períodos de demanda alta no
toda la potencia que puede ser generada en la región de menor costo puede ser usada
(transportada), y algunas de las plantas más baratas permanecerán detenidas. En
estos casos, la demanda se satisface por aquellas plantas de costo más alto, las que en
ausencia de restricciones en la transmisión no entrarían en operación, pero que
44
debido a la congestión del sistema deben operar. El costo marginal en las dos
regiones es diferente a causa de la congestión en la transmisión y la diferencia entre
estos dos costos conforma lo que en la literatura se ha denominado renta por
congestión.
La diferencia en los costos marginales inducida por la congestión, puede
llegar a ser de la magnitud del costo de generación en un nodo en el caso no
restringido. Si una planta barata está detenida y una planta con costos de operación
dos veces más grandes está funcionando, la diferencia en los costos marginales por
región es más grande que el costo de la energía en la planta más barata (diferencia
superior al 100% entre ambas regiones). En una malla eléctrica real, las interacciones
son más complicadas dada la existencia de flujos paralelos y la presencia de varias
restricciones, como las limitaciones térmicas en las líneas o las limitaciones de
voltaje en los nodos que se explicaron con anterioridad.
Por lo tanto, si hay congestión en el sistema de transmisión, el modelo de
operación del mercado de corto plazo y la determinación de los costos marginales,
deben incluir los efectos de las restricciones presentes en la red. De este modo, el
impacto sobre el mercado eléctrico bajo estas circunstancias, consiste en un conjunto
de precios para cada nodo. Un adecuado despacho económico del sistema deberá
producir los precios correspondientes para cada nodo, incorporando el efecto
combinado de generación, pérdidas y congestión.
3.4.1 Efectos económicos de la capacidad de transmisión
El grado en que generadores compiten con otros, está determinado en
gran medida por la capacidad de las líneas para transmitir electricidad entre los
distintos nodos. Una capacidad de transmisión ilimitada conduce a un mercado
competitivo mucho mayor, mientras que una limitación en la misma puede llevar a
que algunos generadores enfrenten una competencia limitada para abastecer algunas
localidades.
45
Tradicionalmente, el papel de los sistemas de transmisión ha sido tomar
ventaja de las diferencias en los costos de generación entre las distintas localidades,
lo que se logra a través del uso de transacciones de corto y largo plazo entre las
empresas. El aumento de la capacidad de transmisión permite a las mismas tomar
ventaja de las economías existentes, así como también de las variaciones estacionales
de la carga entre las regiones.
En la emergente nueva organización industrial del mercado eléctrico,
caracterizada por la competencia entre compañías de generación desreguladas, la
transmisión juega un nuevo e importante papel en la unión de aquellos mercados que
se encuentran potencialmente aislados. Por lo tanto, además de proporcionar la
capacidad de explotar ventajas de costos en los grandes sistemas interconectados, los
servicios de transmisión juegan un papel central en determinar las características del
poder de mercado [1]:
- Ventajas de las diferencias de costos regionales. Si un mercado posee
una significativa ventaja de costos sobre otro, los sistemas de transmisión
que conectan estos mercados, probablemente, estarán más congestionados
con los flujos de potencia provenientes del mercado de bajo costo a aquel
de costo alto. Si existe un generador monopólico en el mercado más caro,
éste verá en estas importaciones un borde competitivo sujeto a una
restricción de capacidad y, por lo tanto, reaccionará de acuerdo a la
situación.
- Características del poder de mercado. Si se supone una situación en
donde existen dos mercados diferentes geográficamente, pero similares
en cuanto a sus características eléctricas y cada uno dominado por un
oferente único; entonces, si se aumenta la capacidad de transmisión entre
los dos mercados, los beneficios que se observan son mucho más que
únicamente el incremento de los flujos de potencia entre los mercados. La
46
sola amenaza de la entrada competitiva proporcionada por capacidad
adicional, actúa como una influencia restrictiva sobre el generador
dominante de cada mercado, haciendo que cada uno produzca más cerca
de los niveles competitivos.
En toda industria, la concentración del mercado juega un papel
fundamental en la determinación del poder de mercado. Desafortunadamente, la
concentración depende de los límites existentes en el mercado, difíciles de definir en
una malla eléctrica. Cuantificar el poder de mercado es bastante difícil y más aún
cuando existen pérdidas en las líneas y congestión en las mismas, lo que limita la
transacción entre las áreas. Una línea congestionada divide el mercado en dos
regiones que no compiten entre sí.
47
IV. MERCADO COMPETITIVO ELÉCTRICO Y CONTRATOS DE
TRANSMISIÓN
A pesar de que el mercado eléctrico en la mayoría de los países se está
orientando hacia la competitividad, la existencia de características especiales
presentes en la oferta eléctrica da origen a ciertos elementos de monopolio natural
dentro del mercado.
Normalmente la industria eléctrica está caracterizada por el desarrollo de
tres niveles: generación, transmisión y distribución. En el nivel de la generación, el
mercado generalmente enfatiza la competencia, para lo cual se supone que éste es un
mercado con los participantes necesarios (reales o potenciales) para lograr una
competencia factible y para desconcentrar el poder de mercado. Sin embargo, en los
otros dos niveles es necesario especificar aquellos elementos o servicios necesarios
para apoyar la competencia dentro de la generación.
En el caso de la transmisión, éste es un servicio necesario y la libre
entrada al sistema es un requisito indispensable para el desarrollo y operación de un
mercado competitivo. La transmisión eléctrica involucra mucho más que una simple
conexión a las líneas; particularmente, el flujo de potencia por la red necesita una
coordinación de las operaciones de corto plazo para mantener la estabilidad del
sistema y lograr un despacho económico de mínimo costo. El despacho proporciona
una fuente automática de respaldo del suministro, transferencia de potencia
excedentaria o deficitaria en el corto plazo, mantención de potencia reactiva, reserva
en giro, etc. Sin un acceso igualitario a estos servicios, los participantes del mercado
descubrirán que se encuentran en desventaja competitiva en relación a aquellos que
tienen acceso a estos beneficios.
48
Al definir políticas que proporcionen libre acceso a la transmisión, se
deben tener en cuenta algunos rasgos básicos que ésta presenta [12]:
- El uso del sistema de transmisión y el despacho económico de
generación, están fuertemente unidos por los requerimientos técnicos
presentes en el movimiento de los flujos de potencia. No existe un
servicio de transmisión que pueda ser separado del despacho económico,
por lo que un modelo de transmisión no puede ser desarrollado en forma
independiente de un modelo de despacho de generación.
- El diseño de un esquema de derechos de transmisión puede ser realizado
en términos de cierta participación de los ingresos netos obtenidos bajo el
despacho económico y una tarificación en base al costo marginal.
- Si alguna inversión es realizada en el sistema interconectado, ésta crea
muchas posibilidades de nuevos servicios entre las múltiples localidades.
En este capítulo se desarrollan conceptualmente algunos elementos
claves que apoyan la competitividad del sector eléctrico, como las operaciones de
corto plazo, la definición de derechos de transmisión, las inversiones de largo plazo
en el sector, y finalmente la definición de modelos de contratos de transmisión. Se
presentan tres tipos de modelos de contratos que han sido propuestos en la literatura.
Uno de ellos presenta aquellas características necesarias para garantizar la
competitividad y eficiencia dentro del mercado eléctrico, al combinar elementos del
despacho económico de generación con el servicio de transmisión, y establecer
derechos de transmisión basados en un concepto económico en reemplazo de la
definición física.
49
4.1 Operaciones de Corto Plazo dentro del Mercado Eléctrico
El mercado de operación de corto plazo es relativamente simple de
modelar, ya que las plantas generadoras, la red de transmisión y las líneas de
distribución, se encuentran todas distribuidas y ubicadas a través del sistema
eléctrico, y tanto los clientes como los generadores están conectados a la red, es decir
las inversiones en el sistema están fijas, y no se puede agregar o quitar capacidad.
Las únicas decisiones que deben realizarse son referentes al despacho eléctrico.
En el corto plazo, el mercado opera competitivamente con la finalidad de
transportar potencia activa desde los generadores hasta los consumidores. Los
generadores tienen un costo marginal por la producción de potencia activa en cada
una de sus plantas, y los clientes demandan distintas cantidades dependiendo del
precio en el corto plazo. La curva de costo marginal de la operación de corto plazo es
definida por la generación de mérito, la que considera en primer lugar aquellas
plantas con menor costo marginal hasta llegar a aquellas con un costo mayor.
Similarmente, los clientes presentan una curva de demanda sensible al precio, por lo
que si el precio aumenta la demanda baja.
Bajo el modelo de Poolco, los generadores y consumidores no actúan
unilateralmente, ya que ellos proveen información al operador independiente del
sistema para ser usada en un proceso de decisión que determina cuales plantas deben
operar. El operador central controla la operación del sistema para lograr una igualdad
eficiente entre la oferta y la demanda.
El operador central del sistema puede determinar aquel balance que
maximiza los beneficios tanto para productores y consumidores, en el precio de
equilibrio del mercado. De esta forma, en la operación de corto plazo la electricidad
es un commodity que circula por el sistema de transmisión desde ciertos generadores
previamente seleccionados hacia los clientes del sistema. Los clientes pagan y los
generadores reciben el precio basado en el costo marginal de corto plazo por la
50
cantidad total de energía suministrada en ese período de tiempo. Es decir, todos
pagan o reciben el verdadero costo de oportunidad en el corto plazo.
4.2 Características de los Derechos de Transmisión
Es importante definir un esquema apropiado de derechos de transmisión
con el fin de permitir una completa competitividad dentro del mercado eléctrico.
Dentro del marco conceptual presentado, las características principales que se
distinguen son [11]:
- Los derechos de transmisión deberían otorgar a su propietario el derecho
a distribuir potencia desde el nodo de origen y a recibirla en el nodo de
destino.
- Los derechos de transmisión no deberían crear para el operador del
sistema algún tipo de riesgo económico. La compensación del sistema
debería basarse en un adecuado ingreso con el cual el operador siempre
recaudará lo suficiente para cubrir obligaciones relacionadas a los
derechos de transmisión.
- Para el operador del sistema, no deberían existir incentivos que lo desvíen
del despacho de mínimo costo o lo lleven a crear congestión. Todos los
ingresos percibidos de la congestión deben ser distribuidos a los
propietarios de los derechos, sin dejar pagos residuales.
- La expansión del sistema de transmisión debería realizarse sobre la base
de un mercado conformado por usuarios que pagan por aquellos costos
fijos necesarios para la expansión de la red y que reciben los derechos de
transmisión.
51
4.3 Inversiones de Largo Plazo en el Mercado
Las nuevas inversiones se realizan principalmente en las plantas de
generación, instalaciones de empresas distribuidoras y expansión en la transmisión.
En el caso de inversiones en el sector generación o distribución el
proceso es sencillo, ya que bajo una situación competitiva, no existe un único gran
generador ni un gran consumidor o distribuidor que afecte el mercado, no hay
significativas economías de escala, y no hay barreras a la entrada. Generadores o
clientes pueden conectarse al sistema de transmisión en algún punto, sujeto sólo a
requerimientos técnicos que definen los estándares físicos de conexión. El operador
central debe garantizar el libre acceso al mercado y con un precio consistente con el
equilibrio de mercado. Los inversionistas toman todo el riesgo asociado al negocio
de generar o consumir potencia en un determinado precio. Los contratos de
generación pueden ser con uno o más clientes y pueden incluir costos fijos, junto con
las obligaciones de hacer compensaciones por diferencia de precios en base al precio
spot del pool.
Si los participantes esperan la aparición de congestión en la transmisión,
entonces un contrato de capacidad de transmisión debería ser acordado. Si los
derechos por capacidad de transmisión están en venta entre dos localidades, entonces
se puede obtener un contrato por tales derechos, o bien, al realizar una nueva
inversión se pueden crear nuevos derechos de capacidad de transmisión. El operador
central, únicamente participa en el proceso para verificar que los recientes derechos
creados sean factibles y consistentes con la obligación de preservar el conjunto de
derechos existentes en la red. Las inversiones en el sistema de transmisión son
posibles en cualquier lugar, sin requerir que todos los que están conectados
participen en las negociaciones o estén de acuerdo con la distribución de los nuevos
derechos de capacidad de transmisión.
52
4.4 Modelos de Contratos de Transmisión
Conociendo las características competitivas del mercado eléctrico y las
condiciones necesarias para lograr una mayor eficiencia, se está en condiciones de
identificar aquellos modelos de contratos de mercado que apoyan una mayor
descentralización y dan señales económicas adecuadas para cada uno de los
participantes; así como también identificar aquellas modelaciones basadas en
conceptos erróneos que hacen aún más difícil alcanzar los beneficios de un mercado
competitivo.
En las siguientes secciones se presentan tres de estos modelos: contratos
por trayectos de transmisión, contratos por distintos trayectos físicos, y finalmente el
modelo de contratos de transmisión.
4.4.1 Contratos por trayectos de transmisión
En la actualidad se sabe que los �contratos por trayectos de
transmisión�11 son una ficción que se utilizó para poder trabajar en las redes
eléctricas, sin relación con la realidad y que, además, están colapsando bajo las
presiones de un mercado competitivo.
Un contrato de este tipo entre los nodos i, j especifica la transferencia de
una cantidad fija de potencia desde el nodo i al nodo j a través de un trayecto que se
determina sin considerar el actual flujo de potencia. Por lo tanto, en la modelación de
los contratos por trayectos, frecuentemente existen errores en la determinación del
camino que sigue el movimiento de potencia. Generalmente estos contratos tienen
definido su trayecto en forma distinta a aquel camino real que siguen los flujos de
11 Denominado en la bibliografía como Contract Path.
53
potencia12.
Idealmente, bajo este modelo sería posible proporcionar a los usuarios
del sistema información acerca de la capacidad de diversos trayectos y un programa
de uso de los mismos. La capacidad se definiría como la interconexión límite para un
conjunto de líneas, y no para una individualmente. Supuestamente, algún usuario del
sistema de transmisión podría mirar la capacidad disponible de una interconexión y
hacer una decisión de operación para el uso de esa capacidad. La decisión para usar
esta interconexión podría ser hecha independientemente de alguna consideración de
los límites de las otras interconexiones ubicadas en otros puntos del sistema. Por lo
tanto, el nuevo flujo de potencia podría ser identificado y la variación sobre la
interconexión podría ser registrada.
Sin embargo, este modelo no es cercano a lo que sucede en el mundo real
y las diferencias que se producen son importantes. El caso más interesante se
presenta cuando el sistema de transmisión está congestionado. Como se ha dicho con
anterioridad, la electricidad se mueve de acuerdo a leyes físicas, y la potencia se
desplaza a través de muchas líneas paralelas, por lo que los contratos por trayectos
son una ficción. El actual flujo de potencia puede divergir ampliamente de los
trayectos establecidos en esos contratos, lo que en la realidad sucede frecuentemente.
En presencia de un sistema congestionado, estos flujos paralelos pueden afectar a
terceras partes distantes de los flujos que se están analizando, y bajo las reglas
comúnmente usadas, estas terceras partes pueden incurrir en costos sin recibir
compensación alguna.
12 Esta discrepancia entre el trayecto de los flujos y los contratos, típicamente se
presenta con el fenómeno que se conoce como flujos paralelos.
54
Cuando el sistema está restringido, los flujos paralelos pueden provocar
que otros generadores que no entran en el contrato por trayecto tengan que participar
en el redespacho con un mayor costo. Similarmente, los derechos sobre el contrato
por trayecto podrían ser adquiridos sin compensación por parte de otros agentes que
están usando el sistema. Estos posibles efectos distan de tener resultados exitosos en
un mercado competitivo.
Diversos estudios han sido dirigidos con el fin de poder determinar los
efectos de los flujos paralelos sobre sistemas interconectados [7,8,9,11]. Uno de ellos
fue realizado por el Comité de Estudios VEM13 en Estados Unidos, el cual examinó
el impacto de varias transferencias de potencia bajo condiciones peak de demanda.
Se evaluó el impacto de la transferencia de potencia a través de una interconexión,
sobre las capacidades de transferencia a través de otras interconexiones. Por ejemplo,
se estudió el impacto de una transferencia de 1000MW desde la región de VACAR a
BG&E y PEPCO14.
Bajo el modelo de contratos por trayectos, se esperaría la no existencia
de impactos sobre la capacidad de transferencia de las otras interconexiones, por lo
que los usuarios del sistema podrían usar la capacidad de una interconexión sin
preocuparse de los límites en las otras interconexiones. Sin embargo, como se
resume en la Figura 4.1, los efectos que se observan en las transferencias entre las
regiones indicadas distan de ser nulos, y tampoco son despreciables. Los impactos
varían desde una ganancia en la capacidad de transferencia de 50MW hasta una
13Virginia-Carolinas (VACAR), East Central Area Reliability Coordination (ECAR),
Mid Atlantic Area Council (MAAC). Estudio de operación durante invierno en el Sistema
Interconectado del Este, EEUU, Diciembre 1993.
14Virginia-Carolinas (VACAR), Baltimore Gas & Electric (BG&E) y Potomac Electric
Power (PEPCO)
55
pérdida de 2400MW, dependiendo de la ubicación del resto de las interconexiones.
Los efectos que se observan son incluso más grandes que la transacción original de
1000MW. Este problema no puede ser evitado, y es un problema que se debe
enfrentar.
Impactos en la capacidad de transferencia
1000MW desde VACAR a BG&E/PEPCO
-2.6
-2.2
-1.8
-1.4
-1.0
-0.6
-0.2
0.2
ECARa
MAAC
ECARaVP
DUKE/CP&L
aVP
ECARa
DUKE/CP&L
MAACaVP
W.ECARaOH
TVAa
DUKE/CP&L
NYPPa
MAAC
Interface en el Sistema Interconectado del Este
Impactosobre
interfaces
(1000MW) Impacto=0
Contract
Path
Figura 4.1: Impactos en transmisión a través del Sistema Interconectado del Este
El problema de los flujos paralelos no sólo surge en sistemas altamente
interconectados, sino que también puede presentarse en sistemas menores. Bajo el
modelo de contratos por trayectos, supuestamente sería posible fijar las capacidades
de las interconexiones y permitir a las empresas o clientes tomar sus decisiones sobre
la cantidad de capacidad a usar en cada interconexión. Sin embargo, las capacidades
de éstas generalmente no se logran en forma simultánea, por lo que se tiene que el
resultado neto es menor si los flujos de potencia se transmiten en forma simultánea a
través de las interconexiones. A causa de la interacción de los modelos de demanda
entre las distintas interconexiones y con ciertas limitaciones físicas (estabilidad y
56
control de voltaje), el flujo admisible en una interconexión no puede ser determinado
independientemente del conocimiento del flujo en otra.
A la luz de lo anterior, los contratos por trayectos de transmisión son una
ficción y no son útiles para poder definir derechos de capacidad transmisión en el
largo plazo.
4.4.2 Derechos basados en distintos trayectos físicos
Tomando los conceptos básicos del modelo de contratos por trayectos de
transmisión, existe una inclinación a desarrollar una nueva aproximación para los
servicios de transmisión que trata de identificar los trayectos sobre los cuales la
potencia fluye. Por lo tanto, el segundo modelo aquí presentado define los derechos
de transmisión de acuerdo a sus capacidades y de acuerdo a los diversos trayectos
que la potencia sigue.
Este modelo toma en consideración el conjunto total de inyecciones y
retiros, e intenta calcular los flujos totales a través de cada línea en el sistema de
transmisión. Bajo ciertos supuestos, sería posible descomponer los flujos sobre las
líneas y asignar una proporción de estos flujos a transacciones individuales que
conforman la demanda total. Si se conociera la capacidad de cada línea, sería posible
confrontar los flujos con las capacidades y, por ende, definir los servicios de
transmisión, bajo los cuales los usuarios del sistema de transmisión esperarían
obtener los derechos para usar las líneas individuales.
Asociado a cada trayecto, debería existir un conjunto de asignaciones de
la capacidad para los (muchos) dueños de los derechos de la misma, quienes
comercializan con los (muchos) usuarios del sistema, quienes a su vez tratan de
igualar la asignación de sus flujos con los correspondientes derechos de capacidad
física. Dentro de este marco de trabajo, hay al menos dos objetivos interesantes: la
reglas comerciales deberían conducir hacia un eficiente equilibrio de mercado en el
57
corto plazo; y las asignaciones de los derechos de capacidad de la transmisión
deberían ser útiles en apoyar un mercado competitivo para aquellos usuarios
dispersos geográficamente.
Por lo tanto, debería existir un sistema de derechos de propiedad
transables que conduzca a un eficiente despacho de la operación de corto plazo del
sistema. Pero, como ya se indicó para el caso de los contratos por trayectos, el
problema siempre ha radicado en las definiciones de los derechos físicos, los que
cuales son muy difíciles de comercializar y determinar.
Una característica natural que debería ser esperada en los derechos
basados en distintos trayectos, radica en que un productor de energía pueda
establecer un acuerdo con un comprador distante, en el que se estipule entregar una
cantidad fija de energía en un precio especificado. Sin embargo, la definición de los
derechos de capacidad física transables, basados en los flujos de distintos trayectos,
enfrenta un obstáculo difícil de resolver. Estos métodos de definición encuentran una
trampa escondida, ya que la cantidad de derechos que puede ser adquirida sobre cada
línea bajo un sistema de este tipo, generalmente no corresponde únicamente a la
cantidad de potencia que fluye en el despacho actual. Las restricciones sobre la
transmisión generalmente se dan a nivel de los flujos o voltajes después de una
contingencia, y los flujos en el despacho actual son limitados para asegurar que el
sistema pueda superar una contingencia. De esta forma, el flujo sobre una línea
particular que puede ser atribuido a una transacción cambiará todo el tiempo, por lo
que es difícil determinar la cantidad del derecho que es requerido y cuanto de él será
utilizado.
Normalmente, el sistema opera según al criterio de contingencia (n-1)
que restringe los flujos de potencia a través del sistema de transmisión. Esto significa
que las cargas de potencia permitidas en cada localidad en el sistema de transmisión
deben ser tales que, en la eventualidad que una de las posibles contingencias ocurra,
58
la redistribución instantánea de los flujos de potencia que resulte cumplirá los
estándares mínimos para los límites térmicos sobre las líneas y evitará un colapso de
voltaje a través del sistema. Esta terminología se puede pensar como que si de las n
líneas en el sistema una de ellas sale de servicio, el sistema debe seguir trabajando
con las (n-1) líneas restantes.
Las contingencias no sólo limitan el sistema cuando ellas ocurren, sino
que ellas pueden limitarlo durante todo el tiempo. El análisis de los flujos de
potencia durante las contingencias no es una excepción a la regla, sino que es la
regla.
Por ejemplo [7]: una línea puede tener un límite normal de 100MW y
durante emergencias un límite de 115MW. El actual flujo en la línea en un período
de tiempo particular podría ser solamente de 90MW, y el despacho correspondiente
podría aparecer como no restringido. Sin embargo, este despacho puede ser
restringido como consecuencia de la necesidad de proteger el sistema contra una
contingencia, como por ejemplo, la pérdida de alguna otra línea. Frente a esta
contingencia, los flujos se redistribuirían instantáneamente para causar 115MW que
fluyen en la línea en cuestión, alcanzando el límite térmico. Por lo tanto, no es
posible despachar más de 90MW sin violar potencialmente el límite de emergencia.
Finalmente, el flujo de 90MW está restringido por la reglas de despacho, las que se
anticipan a una futura contingencia.
La debilidad del modelo de derechos basados en distintos trayectos
físicos, aparece cuando se reconoce que los flujos sobre las líneas individuales
pueden ser diferentes para cada contingencia. Por lo tanto, la lógica de encarar los
flujos en las líneas con sus respectivas capacidades, significa que los usuarios
tendrían que determinar los flujos separadamente para cada posible contingencia y
obtener el correspondiente derecho de capacidad. En sistemas reales con muchos
trayectos individuales y potencialmente restringidos, y cientos de contingencias
59
tomadas en consideración, las combinaciones posibles de tales flujos podrían ser
millones (maldición de la dimensionalidad). Incluso una transacción simple de corto
plazo entre dos localidades podría involucrar reunir cientos de derechos basados en
los distintos trayectos, con el fin de cubrir todas las posibles condiciones que podrían
existir en el curso de un contrato. Más aún, los flujos y necesidades asociadas a los
derechos podrían cambiar con cada variación en la configuración del sistema, a
través de inversiones que se realicen con el fin de evitar congestión, lo que puede
hacer imposible de reasignar los derechos existentes.
Como consecuencia de las interacciones presentes en el sistema, tanto el
modelo de contratos por trayecto como el modelo de derechos basados en distintos
trayectos, no son apropiados para satisfacer las condiciones de un mercado
competitivo y no sería posible asignar los derechos de transmisión.
4.4.3 Modelo de Contratos de transmisión
Conocidas las debilidades de los dos modelos anteriormente presentados,
este tipo de contratos debería ser reemplazado por una nueva modelación que defina
los derechos de transmisión en términos económicos y no en términos físicos
únicamente, y que descanse en el despacho económico, en precios basados en costos
marginales de la operación de corto plazo (precios spot) y en contratos de
transmisión de largo plazo.
El libre acceso al sistema de transmisión es una condición necesaria para
un mercado eléctrico competitivo de generación y suministro. Acceso abierto es
definido como el derecho de conectarse a la red y pagar un precio de corto plazo por
los flujos de potencias reales que circulan en ella. Un ingrediente clave para lograr
este acceso abierto consta, por lo tanto, de la formulación de un adecuado sistema de
asignación de capacidad para el uso del sistema de transmisión.
60
Un modelo propuesto por William Hogan15 y que ha sido denominado
Contratos de Transmisión16, presenta elementos claves como: acceso a servicios
fundamentales incluyendo conexiones a las líneas y operaciones de despacho, uso de
tarificación en base a costo marginal de corto plazo, confianza en los contratos de
largo plazo.
Los precios spot definen los costos de oportunidad para las ofertas de
energía a través del mercado spot, y la diferencia en estos precios nodales definen los
costos de oportunidad para la transmisión. Por lo tanto, tomando como referencia los
precios spot de la electricidad propuestos por Schweppe, el mercado se puede operar
a través de estos precios en los distintos nodos del sistema. Como los precios spot
están basados en los costos marginales de cada nodo17, se pueden calcular los precios
spot de transmisión18 definidos como la diferencia entre los precios spot en cada
nodo, como se muestra en la Figura 4.2:
15El modelo de Contract Network es propuesto por Hogan como alternativa al modelo
Contract Path utilizado en E.E.U.U., y básicamente corresponde a una tarificación nodal marginal de
la transmisión.
16 En la literatura es referida como Contract Network
17 Precio de nodo = Costo de generación + Pérdidas marginales + Costos por congestión
18 Precio de Transmisión = Pérdidas marginales + Costos por congestión
61
PA
PB
PC
Precio de Transmisión desde A a B = PB - PA
Precio de Transmisión desde A a C = PC - PA
B
A
D
PD
C
Figura 4.2: Precios spot nodales de transmisión
De esta forma, el costo de oportunidad de la transmisión en cada hora,
está directamente relacionado con el costo de oportunidad de la energía en los
diferentes nodos sobre el mismo período de tiempo. El equilibrio dentro del mercado
competitivo de transmisión depende, por lo tanto, del equilibrio competitivo dentro
del mercado de la energía eléctrica. Desde la perspectiva de la transmisión
únicamente [7], una oferta de la forma �1$ por 100MW entre las localidades A y B�
sería consistente con precios para la energía de $2 en A y $3 en B, así como también,
con precios de $4 en A y $5 en B.
Sin embargo, la verdadera disposición a pagar por la transmisión podría
ser bastante diferente en los dos casos, ya que si se supone que el costo variable del
generador es de $3, en el caso del precio más bajo, sería mejor no generar y evitar el
costo de transmisión, y comprar la potencia en B a $3 en el mercado spot, como se
observa en la Figura 4.3:
62
Nodo A
Generador
Costo $3
100 MW
Costo Transmisión $0
Nodo B
Consumo
Mercado Spot
Nodo A Nodo B
Pspot $2 Pspot $3
0 MW
Figura 4.3: Costo de transmisión con precios de la energía bajos
Por otro lado, en el caso con el precio de la energía más caro, sería
conveniente usar el sistema de transmisión y pagar $1 por el movimiento de
potencia, como se muestra en la Figura 4.4:
Nodo A
Generador
Costo $3
100 MW
Costo Transmisión $1
Nodo B
Consumo
Mercado Spot
Nodo A Nodo B
Pspot $4 Pspot $5
100 MW
Figura 4.4: Costo de transmisión con precios de la energía altos
63
Este modelo propuesto por Hogan es establecido en base a precios spot
en cada nodo y contratos por congestión en la transmisión y, en forma general,
proporciona un acercamiento a problemas como tarificación de la transmisión y
reglas de acceso a un mercado eléctrico competitivo, asimismo mantiene los
estándares de confiabilidad existentes en la actualidad:
- Los precios spot nodales pueden ser obtenidos según el actual sistema de
despacho (precios ex-post) y según las preferencias de los participantes
del mercado.
- Conserva las reglas de despacho existentes bajo la administración de un
operador independiente del sistema. Un despacho eficiente produce
precios diferentes en cada punto, lo que refleja las pérdidas marginales y
costos por congestión. Si no se presentan diferencias en los precios, esto
indica la ausencia de problemas en el sistema. Sin embargo, si los precios
difieren sustancialmente entre uno y otro punto, esto refleja la existencia
de diferencias importantes en los costos.
- Los contratos por congestión en la transmisión definen las transacciones
financieras. Los operadores del sistema no deben tomar en consideración
dichos contratos para determinar el despacho económico y los balances
de energía en el corto plazo.
En resumen, el complejo problema de definir en el largo plazo la
capacidad física de transmisión por las líneas para futuros flujos de potencia19, puede
19El cálculo de la capacidad de transferencia, se hace generalmente en base a
simulaciones computacionales de la operación del sistema eléctrico interconectado considerando un
conjunto limitado de condiciones de operación. Sin embargo, en la realidad puede presentarse un
número mayor de condiciones, con lo que la actual capacidad de transferencia puede ser diferente de
la calculada en los estudios.
64
ser reemplazado por la definición de un conjunto de contratos en la transmisión.
A continuación se describen los contratos que componen este modelo,
haciendo especial mención a los contratos de largo plazo que son necesarios para
distribuir los riesgos asociados a la volatilidad de los precios spot, y adicionalmente,
son necesarios para dar protección económica frente a las diferencias en los precios
producto de congestión en la transmisión. Específicamente estos contratos se han
divididos en dos: contratos de generación y contratos por congestión en la
transmisión.
a) Contratos por operaciones de largo plazo
Como las condiciones de oferta y demanda están en constante cambio,
las empresas generadoras y los consumidores ven fluctuaciones en los precios de la
operación de corto plazo. Cuando la demanda está alta, la generación más cara es
usada con el consiguiente aumento en el precio de equilibrio de mercado. Cuando
surgen restricciones en la transmisión, los costos por congestión cambian los precios
en los diferentes nodos. Incluso sin estas restricciones, el precio spot de mercado
puede ser volátil. Esta volatilidad en los precios se refleja en los precios de
transmisión, y adicionalmente presenta riesgos tanto para los generadores como
consumidores, y por lo tanto, existe interés en crear mecanismos de largo plazo que
mitiguen o distribuyan los riesgos asociados a esta volatilidad. Esto último da como
resultado la aparición de contratos de largo plazo.
Tradicionalmente en el mercado, la noción de un contrato de largo plazo
conlleva el supuesto de que consumidores y generadores se ponen de acuerdo para
negociar cierta cantidad de potencia a un determinado precio. Implícitamente se
supone que un generador específico operará para satisfacer la demanda de un cliente
específico.
65
Sin embargo, esta noción de operación específica no concuerda con el
funcionamiento del mercado eléctrico de corto plazo. Para alcanzar un despacho
económico eficiente de la operación de corto plazo, el operador central debe tener la
libertad de responder a las ofertas decidiendo cual planta debe entrar en operación y
cual no, independiente de lo establecido en los contratos de largo plazo. Dadas las
complejas interacciones presentes en un sistema interconectado, no es posible
identificar el generador que está dando sus servicios a un determinado cliente (no
hay operación específica). Todas las empresas de generación en funcionamiento
están proporcionando potencia al sistema, así como todos los consumidores están
haciendo retiros. Las decisiones sobre el despacho económico, deben ser hechas
independientemente de lo establecido en los contratos de largo plazo, y en esta
medida la electricidad no es como los otros commodities.
Por lo tanto, en lugar de controlar el despacho y el mercado de
operaciones de corto plazo, los contratos de largo plazo se deben enfocar en el
problema de la volatilidad de los precios y proporcionar una cobertura a los mismos,
no a través de la administración de los flujos de potencia, sino que a través de la
administración de los flujos de dinero. Los precios de la operación de corto plazo
proporcionan los incentivos correctos para las empresas generadoras y los
consumidores, pero crea una necesidad de prever los cambios en los precios.
Este modelo de contratos de largo plazo es explicado en detalle a
continuación, y se puede diagramar según se indica en la Figura 4.5 [11]:
66
CONSUMIDORESGENERADORES
POOL
Contratos de
Transmisión de LP
Contratos de
Potencia de LP
Compras de
Potencia de CP
Ventas de
Potencia de CP
Figura 4.5: Contratos de largo plazo
El modelo de contratos de transmisión propone un equivalente
económico para los contratos de potencia de largo plazo, el cual no necesita la
noción de operación específica [12]:
i) Contrato de generación para casos sin congestión en la transmisión
Bajo condiciones normales de operación, a excepción del efecto de las
pérdidas resistivas en las líneas, es posible suponer toda la generación y consumo en
el mismo punto. Lo natural en este caso es acordar un contrato por diferencia, el cual
reconoce que la entrega de potencia se realiza dentro del mercado spot y que los
acuerdos sobre los precios pueden tomar un proceso simple de ajuste dado por:
- Precio spot inferior al precio del contrato: el consumidor usa los ahorros
para pagar la diferencia al generador.
- Precio spot superior al precio del contrato: el generador usa las ganancias
para pagar la diferencia al consumidor.
67
Este proceso de ajuste se puede ver más claramente en la siguiente
figura:
���
��
��
Tiempo
Precio
Spot(S
P)
Si SP<CP, generador recibe
(CP-SP) desde el comprador
Si SP>CP, generador paga
(SP-CP) al comprador
Figura 4.6: Contrato por diferencia
Por ejemplo, suponer que un consumidor y un generador acuerdan un
precio promedio por una cantidad fija de potencia20, es decir, 100 MW en 5 pesos. Si
el precio del pool es de 6 pesos, el consumidor compra potencia al pool en 6 pesos y
los generadores la venden en 6 pesos. Bajo el contrato por diferencia, el generador
debe al consumidor 1 peso por cada 100 MW. Las transacciones entre los
participantes del mercado se pueden ver esquemáticamente en la Figura 4.7:
20 Por sencillez de los ejemplos, se ha tomado un instante específico de tiempo y los
contratos se fijan en potencia y no en energía.
68
POOL
GENERADOR
vende a 6$
Generador debe al cliente
1$ por cada 100 MWContrato Generación:
100 MW en 5$
CLIENTE
compra a 6$
GENERADOR
gana 1$
CLIENTE
pierde 1$
Figura 4.7: Precio spot superior a precio contrato
En el caso contrario, si el precio del pool es menor que los 5 pesos del
contrato, por ejemplo un precio igual a 3 pesos, el consumidor debe pagar sólo 3
pesos al operador independiente del sistema, el que a su vez paga 3 pesos al
generador por la potencia que este le vende. En este caso, es el consumidor el que
debe al generador 2 pesos por cada 100 MW de potencia. Las transacciones entre los
participantes del mercado se pueden ver en la Figura 4.8:
POOL
GENERADOR
vende a 3$
Cliente debe al generador
2$ por cada 100 MW
Contrato Generación:
100 MW en 5$
CLIENTE
compra a 3$
GENERADOR
pierde 2$
CLIENTE
gana 2$
Figura 4.8: Precio spot inferior a precio contrato
69
Como se observa, entre el generador y el consumidor existe un contrato
de largo plazo, el cual no necesita de la intervención directa del operador central para
la continuación de las transacciones entre las operaciones de corto plazo del
mercado. Sin embargo, si se realiza este tipo de contrato con la ayuda directa del
operador del sistema, las transacciones de mercado son más claras entre generadores
y consumidores. Si la demanda por parte del consumidor es superior o inferior a 100
MW, ya existe un mercado donde la potencia requerida es comprada y vendida al
precio del pool. En forma similar para el generador, existe un mercado para la
potencia excedente o deficitaria, sin los costos y problemas de un gran número y
repetidas negociaciones bilaterales con otros generadores para la operación de corto
plazo. Cabe destacar que el operador central del sistema no necesita notificaciones de
los contratos que se acuerdan en el mercado, y no posee conocimiento de las
condiciones bajo las cuales se firman.
ii) Contratos de generación y transmisión para casos que presenten congestión
en el sistema.
Si existe congestión en la transmisión, el contrato de generación es
necesario pero no suficiente para proporcionar, en el largo plazo, cobertura a los
precios. Como ya se explicó, la congestión puede producir significativos cambios en
los precios dependiendo de la localidad. Si el cliente está ubicado lejos del
generador, la congestión puede hacer que el sistema se divida en dos al dejar que el
consumidor se vea enfrentado a un precio alto y que el generador tenga un precio
bajo.
Además, en presencia de congestión, los ingresos recaudados desde los
clientes serán mayores que los pagos que deben efectuarse a los generadores. Esta
diferencia constituye la renta por congestión, que crece a medida que las
restricciones se presentan en el sistema de transmisión. Si el operador central del
sistema recibiera los beneficios de las rentas por congestión, se produciría una
70
situación con efectos contrarios al objetivo de un mercado eléctrico competitivo y
eficiente.
Para proporcionar una cobertura al precio (contra las diferencias
producidas por la congestión) y quitar aquellos incentivos adversos a la
competitividad y eficiencia, se propone redistribuir el ingreso por congestión a través
de un sistema de contratos de transmisión de la operación de largo plazo operando en
paralelo con los contratos de generación. Es posible acordar un contrato de
transmisión que provea una compensación por las diferencias en los precios, dadas
en este caso, por las diferencias en los costos de congestión entre localidades
diferentes a través de la malla.
El modelo de contratos de transmisión propone un mecanismo a partir de
la definición de contratos por congestión en la transmisión con el fin de recaudar esas
rentas producidas por la congestión. A grandes rasgos, este modelo de contratos
propone lo siguiente:
- Definir contratos por congestión en la transmisión entre nodos.
- Por simplicidad, incluir las pérdidas dentro de los costos operacionales.
- Recibir los pagos por congestión de parte de los usuarios actuales y hacer
los pagos por congestión a los respectivos dueños de los contratos.
- Los contratos establecidos proporcionan protección contra los cambios
que se producen en los precios spot nodales.
- Los excesos producidos en las rentas por congestión deben ser
distribuidos a aquellos participantes que pagan costos fijos de
transmisión, o alternativamente, a los dueños de los contratos de
congestión en la transmisión.
71
Estos contratos por congestión en la transmisión se pueden interpretar
como: (1) La diferencia en costos por congestión, es decir, recibir la diferencia en los
costos por congestión entre dos nodos por una cantidad fija de potencia. O bien, (2)
la compra de electricidad en un nodo distante, es decir, comprar una cantidad fija de
potencia en un nodo y pagar el precio que se aplica en el nodo en el que se inyecta
considerando las pérdidas sobre la línea.
Los contratos por congestión en la transmisión proporcionan una
definición para la medición y distribución de la capacidad de transmisión. Un
contrato de este tipo es un instrumento financiero que da el derecho a su dueño a
recibir los pagos por congestión por una cantidad potencia que circula a través de los
diferentes nodos. Por ejemplo, si existe un contrato por congestión de 100MW entre
los nodos A y B, éste debería dar el derecho al dueño a recibir la diferencia en los
costos de congestión en A y B por cada 100MW y por el período en que se fije el
contrato.
Usando el mismo ejemplo anterior, el generador puede obtener un
contrato de transmisión por 100 MW entre el punto en que se encuentra el generador
y el punto del consumidor. Si una restricción hace que el precio suba a 6 pesos en la
localidad del consumidor, y que permanezca en 5 pesos en el nodo generador, el peso
de diferencia constituye la renta por congestión. El consumidor paga 6 pesos al
Poolco por la potencia que consume, y éste a su vez paga al generador 5 pesos por la
potencia suministrada. Bajo el contrato de transmisión, el generador debería recibir 1
peso por cada 100 MW. Este ingreso debería permitir al generador pagar la
diferencia surgida bajo el contrato de generación, por lo que el costo neto del
consumidor sería de 5 pesos. Sin el contrato de transmisión, el generador no tendría
un ingreso para compensar al consumidor la diferencia en los precios entre las dos
localidades. Las transacciones se muestran en la Figura 4.9:
72
POOL
GENERADOR
vende a 5$
Generador compensa al cliente
en 1$ por cada 100 MW
CLIENTE
compra a 6$
Contrato Transmisión:
100 MW
Contrato Generación:
100 MW en 5$
CLIENTE
pierde 1$
GENERADOR
recibe 1$
Renta por Congestión: 1 $
Transacción Neta
con ambos contratos
5 $
Figura 4.9: Contratos de transmisión y generación
Cuando solamente se ven involucrados un generador y un consumidor,
esta secuencia de intercambios bajo los dos tipos de contrato puede parecer
innecesaria. Sin embargo, en los sistemas de transmisión reales con muchos
participantes, este proceso es mucho más complejo y no parece tan obvio, ya que
existirán muchos posibles derechos de transmisión entre los diferentes nodos.
El operador del sistema, bajo este modelo, funciona en el mercado de
operaciones de corto plazo para proporcionar un despacho económico, y hacer la
recaudación y pagos respectivos de acuerdo al precio marginal de operación en cada
localidad, además de distribuir las rentas por congestión a los dueños de los derechos
de capacidad de transmisión. Los generadores y clientes hacen, en forma separada
del operador, los acuerdos bilaterales para firmar los contratos de generación. Sin
embargo, la participación del operador central en los contratos de transmisión es
necesaria a causa de las interacciones en la red, las que hacen imposible determinar
operaciones específicas, es decir, ligar un consumidor específico (que paga por los
costos de congestión) con otro generador específico (que recibe las compensaciones
por congestión).
73
Los precios por congestión, pagados y recibidos, son altamente variables
y dependientes de la carga. Únicamente, el operador central tiene la información
necesaria contenida en todos los precios nodales del mercado spot. Los derechos por
los contratos de transmisión definen aquellos derechos que garantizan protección
contra los cambios en las rentas por congestión. Si los derechos por capacidad de
transmisión han sido completamente distribuidos, el operador es simplemente un
canal para la distribución de las rentas por congestión.
A través de la combinación de los contratos de generación y transmisión,
los participantes en el mercado eléctrico pueden establecer una protección a los
precios, y reducir los riesgos asociados a las variaciones de éstos.
Los contratos por congestión en la transmisión, una vez creados, pueden
ser comercializados en mercados secundarios, es decir, pueden ser divididos y
reasignados. Además, el valor de estos contratos no puede diferir demasiado de los
costos esperados producidos por la congestión, situación respaldada por el acceso
abierto al sistema de transmisión y los precios spot nodales. El ser dueño de estos
contratos, no otorga el derecho a controlar el despacho, y cada uno de los
participantes es libre de confiar en los precios de mercado.
Si se dan las señales económicas adecuadas, los participantes del
mercado ven un incentivo para hacer inversiones en el sistema de transmisión
respaldados por los contratos por congestión en la transmisión:
- Los contratos por congestión en la transmisión proporcionan un
mecanismo que adjudica los beneficios de la transmisión junto con los
costos asociados a la inversión. Los contratos protegen a sus dueños de
futuros cambios en los costos por congestión.
- Debido a las economías de escala e interacciones eléctricas en la red, se
dan situaciones en las cuales algunos pueden verse beneficiados por la
74
expansión en la transmisión, sin que éstos pertenezcan al grupo que
realizó la inversión. En estos casos, se necesita un mecanismo regulador
con la finalidad de aprobar las inversiones y hacer la asignación de los
respectivos costos. Dentro de esta modelación, el operador del sistema
recauda los cargos por congestión provenientes de los usuarios del
sistema y, a su vez, hace los pagos a los respectivos dueños de los
contratos por congestión en la transmisión. El control del despacho queda
en manos del operador independiente del sistema, por lo que no se da
participación alguna de éste en el mercado eléctrico. El operador actúa
como un coordinador, por lo tanto, no es un competidor en este mercado.
- Si no existen derechos de propiedad bien definidos, la alternativa sería
confiar únicamente en el propietario del sistema de transmisión (ente
monopólico) para expandir el sistema, y éste a su vez, tendría que enviar
las cuentas a aquellos agentes que harían uso de la malla.
En resumen, al aplicar este tipo de contratos se observa lo siguiente:
- El operador no recibe ingresos.
- Los propietarios del sistema de transmisión reciben los cargos fijos
regulados.
- Los dueños de los contratos reciben compensaciones por los costos
incurridos en el despacho fuera de mérito.
- Finalmente, los usuarios del sistema de transmisión son los que deben
pagar los costos de oportunidad21.
21 Los participantes del mercado spot pagan los precios en cada localidad, en donde se
incluyen los costos de oportunidad por el uso del sistema en el corto plazo. La diferencia entre los
75
Para aclarar el funcionamiento y aplicabilidad de estos contratos por
congestión en la transmisión, en el Anexo B22 se detallan algunos ejemplos
numéricos considerando distintos niveles de carga y de generación.
precios spot define este costo de oportunidad.
22Anexo B: Ejemplos de Contratos de Transmisión por Congestión, pp. 198
76
V. ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO
Las principales actividades que se distinguen en el sector eléctrico
chileno son: Generación, Transmisión y Distribución. Todas ellas se encuentran
reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, D.F.L. Nº1 de 1982 del
Ministerio de Minería, la que persigue los siguientes puntos:
- Lograr la eficiencia económica.
- Establecer la subsidiaridad del Estado.
- Dejar actuar a las fuerzas del mercado.
- Promover la competencia donde pueda ser posible:
· Desintegra la cadena generación-transmisión-distribución.
· Asegura el libre acceso a los sistemas de transmisión.
· Libera las barreras de entrada al sector de generación.
- Establecer tarifas eléctricas como señales económicas.
Las tarifas eléctricas deben entregar las señales adecuadas de precios a
las empresas de generación, transporte y distribución y a los consumidores finales.
Con esta señales se obtendría un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos, una
adecuada rentabilidad para las empresas y, por lo tanto, los consumidores pagarían
estrictamente los costos derivados del suministro eléctrico.
En la actualidad, el mercado eléctrico chileno está dividido en dos
grandes sistemas interconectados: SING y SIC. A grandes rasgos el Sistema
Interconectado del Norte Grande, SING, abarca la I y II regiones y tiene 1290MW
de potencia instalada, con 6392GWh de generación bruta anual durante 1997, del
77
cual el 99,2% es térmico. Geográficamente, el 5% de la población de Chile se ubica
en esta zona y la actividad económica es básicamente industrial y minera. En el caso
del Sistema Interconectado Central, SIC, éste cubre desde la III hasta la X región y
cuenta con 5266,8MW de potencia instalada, con 23953,7GWh de generación bruta
anual durante 1997, de los cuales el 75,1% es hidráulica y el 24,9% restante es
térmica. El 93% de la población de Chile se concentra en esta zona y la energía
generada se utiliza en el sector residencial e industrial básicamente (Ver Figura 5.1).
Figura 5.1: Sistema eléctrico chileno23
23 Fuente: http://www.gener.com/espanol/index/index01.html
5266,8 MW potencia instalada
(30% térmica y 70% hidráulica)
23953,7 GWh generación bruta anual
(24,9% térmica y 75,1% hidráuica)
93% de la población del país
Consumo residencial e industrial
1290 MW potencia instalada(99% térmica y 1% hidráulica)
6392 GWh generación bruta anual(99,2% térmica y 0,8% hidráuica)
5% de la población del país
Consumo mayoritariamente minero
Valores al 31 de Diciembre 1997.
78
En la actualidad, los participantes de los sistemas interconectados son:
Tabla 5.1: Participantes de los sistemas interconectados chilenos
GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN
SIC · Gener
· Guacolda
· Empresa Eléctrica
Santiago
· Colbún
· Pilmaiquén
· Endesa
· Pehuenche
· Pangue
· Pullinque
· Otros
Transelec · Chilmetro
· C.G.E.
· Chilquinta
· Conafe
· Emec
· Otros
SING · Electroandina
· Edelnor
· Norgener
· Endesa
Edelnor · Elecda
· Emelari
· Eliqsa
La ubicación geográfica de las centrales generadoras y líneas de
transmisión en cada sistema interconectado se presenta en los siguientes diagramas,
Figura 5.2 y Figura 5.3:
79
Fuente: Publicación CDEC-SIC, Estadísticas de Operaciones 1986-1995.
Figura 5.2: Sistema Interconectado Central, SIC
80
Fuentes: CDEC-SING, Estadísticas de Operaciones 1993-1996
Norgener
Figura 5.3: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)
81
5.1 Subsector de Generación y Transmisión
El funcionamiento del mercado eléctrico chileno, las interacciones entre
agentes y los precios utilizados, se puede representar esquemáticamente de la
siguiente manera:
Generador
A
Generador
B
Generador
C
CENTRO DE DESPACHO ECONÓMICO
DE CARGA
(CDEC)
CMg de corto plazo para transferencias
Pago del sistema de transmisiónPrecios libres
Grandes
consumos
Distribuidora I
Distribuidora III
Distribuidora II
Grandes
consumos
Precios libres
Precio regulado=
Precio de nudo + Costo medio de distribución
Consumos
Precio de nudo=
CMg de corto plazo+ CMg de pérdidas de transmisión
Figura 5.4: Funcionamiento del mercado eléctrico chileno
En el sector de generación la competencia es posible, por lo que es
necesaria la coordinación de la operación de las centrales generadoras y líneas de
transporte pertenecientes a distintos propietarios con el fin de [16]:
82
- Preservar y dar una mayor seguridad de suministro del servicio en el
sistema eléctrico.
- Lograr mantenimientos coordinados.
- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las
instalaciones del sistema eléctrico.
- Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión
establecidos mediante concesión.
Como se observa del esquema, los mercados a los cuales están dirigidas
las ventas de las empresas generadoras son principalmente tres:
- Mercado de productores. Está constituido por las transacciones de energía
y potencia entre las compañías generadoras, desde aquellas que por las
señales del despacho de carga tienen una generación superior a la
comprometida por contratos (empresas excedentarias) y aquellas que
tienen una producción inferior a la energía y potencia contratadas con
clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias
son determinadas por el CDEC y se valorizan, en forma horaria, al costo
marginal resultante de la operación económica del sistema. En el caso de
la potencia, las transferencias son valorizadas al precio correspondiente.
- Mercado de clientes libres. Constituido por consumidores con una
potencia conectada superior a los 2MW, y generalmente corresponden a
clientes de tipo industrial o minero. A estos clientes no se les aplica la
regulación de precios, y por lo tanto, pueden negociar libremente los
precios de la electricidad con las empresas generadoras o distribuidoras.
- Mercado de clientes regulados. Corresponde al segmento del mercado
cuyo consumo es igual o inferior a las 2MW y se encuentra ubicado en el
83
área de concesión de una empresa distribuidora, de la cual son clientes.
Estos consumidores corresponden generalmente a residenciales,
comerciales, pequeña y mediana industria. En este mercado, las ventas de
las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras y
esta venta se realiza según un precio que está regulado por el Ministerio
de Economía y que se ha denominado en la legislación chilena, Precio de
Nudo24. Estos son determinados con el objeto de asegurar estabilidad
dentro del mercado, y se calculan cada seis meses por la Comisión
Nacional de Energía, CNE, sobre la base de las proyecciones de los
costos marginales esperados del sistema en los siguientes 48 meses, en el
caso del SIC, y 24 meses para el SING.
5.1.1 Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC
Legalmente la formación del CDEC se establece en el DFL Nº1 de 1982,
en su artículo Nº81, en donde se dispone que los concesionarios que operen
interconectados entre sí, deberán coordinarse con el fin de [17]:
- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.
- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las
instalaciones del sistema eléctrico.
- Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión
establecidos mediante concesión.
24 La razón de regular el precio al consumidor final, se basa en que existe un monopolio
natural en el área de concesión de las empresas distribuidoras.
84
Por lo tanto, en cada uno de los sistemas interconectados la operación
eléctrica es coordinada por su respectivo CDEC, el que se caracteriza por ser una
entidad autónoma integrada por las principales empresas generadoras.
El CDEC está encargado de planificar y coordinar la operación de las
centrales de manera tal de asegurar la mayor eficiencia económica en el sistema
eléctrico, por lo que el abastecimiento de la demanda se realiza a través de un
despacho de las plantas de acuerdo a sus costos variables de producción y, por lo
tanto, la demanda se abastece al mínimo costo.
Un CDEC está constituido por [16]:
- Empresas eléctricas con capacidad instalada de generación superior al
2% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico al momento de
constituirse el Comité de Operación o CDEC del respectivo sistema.
- Autoproductores cuyos excedentes de capacidad instalada de generación
en condiciones normales sean superior a la suma de su demanda máxima
anual y de un 2% de la capacidad total que el sistema eléctrico tenía al
momento de constituirse el CDEC.
Hasta la fecha25 existen en Chile un CDEC por cada sistema
interconectado:
- CDEC-SING: coordina las instalaciones del Sistema Interconectado del
Norte Grande, desde Arica hasta Antofagasta. Se constituyó en el año
1993 y la capacidad límite para ingresar a él es de 14,902MW. Las
empresas que actualmente participan en él son: Electroandina, Edelnor,
Endesa y Norgener.
25 Segundo trimestre de 1998
85
- CDEC-SIC: coordina las instalaciones del Sistema Interconectado
Central, desde Taltal hasta Puerto Montt. Se constituyó en el año 1985 y
la capacidad límite para ingresar a él es de 61,15MW por parte de las
empresa eléctricas, y en el caso de autoproductores, con una capacidad
instalada de generación (en condiciones normales) que exceda en más de
61,15MW a su demanda máxima anual. Las empresas que actualmente
participan en él son: Colbún, Gener, Guacolda, Empresa Eléctrica
Santiago, Endesa, Pangue y Pehuenche.
La disposición de las condiciones que deben cumplir las empresas que
están obligadas a coordinar su operación, las funciones básicas y la organización del
CDEC, se establecen en el Reglamento de Coordinación de la Operación
Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte, según el Decreto
Nº 6 de 1985. De esta forma, dentro de las funciones básicas de un CDEC necesarias
para cumplir con los propósitos establecidos en el DFL Nº1 de 1982 están [16]:
- Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando
su situación actual y la esperada para el mediano y largo plazo.
- Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica.
- Coordinar el programa de mantención mayor de unidades generadoras.
- Verificar el cumplimiento de los programas de operación y de
mantenimiento mayor.
- Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre los
integrantes del CDEC.
- Priorizar la seguridad por sobre la economía.
- Elaborar los informes necesarios a la autoridad.
86
En cuanto a la organización de un CDEC, el Decreto Nº6 de 1985
establece que éste está compuesto por [16]:
- Directorio. Formado por un director titular y suplente en representación
de cada empresa integrante. Sus principales funciones son el velar por el
cumplimiento de las funciones y disposiciones que le sean señaladas en el
Reglamento de Coordinación y en el Reglamento Interno, aprobar por
unanimidad el Reglamento Interno de funcionamiento del CDEC y
modificaciones, pronunciarse por unanimidad sobre los conflictos que le
presente la Dirección de Operación y aprobar el presupuesto anual de
gastos de funcionamiento del CDEC.
- Dirección de Operación. Formada por un director de operación titular y
suplente en representación de cada empresa integrante. Su misión
principal es adoptar los acuerdos de operación que permitan cumplir las
funciones básicas del CDEC, acordar programas, metodologías, modelos
matemáticos, esquemas de medida, valores de parámetros, etc., con el fin
de definir la operación del sistema interconectado.
- Grupos de trabajo. Dan apoyo a la Dirección de Operación con el fin de
cumplir las funciones que ésta tiene a su cargo.
La organización de un CDEC es jerárquica, según se ilustra en la
siguiente figura:
87
DIRECCIÓN DEOPERACIÓN
Grupo de
trabajo
Grupo de
trabajo
Grupo de
trabajo
Grupo de
trabajo
DIRECTORIO
Figura 5.5: Jerarquía de un CDEC
Los conflictos en los grupos de trabajo son traspasados a la dirección de
operación; los conflictos de esta última son traspasados al directorio y, finalmente,
los conflictos en el directorio de un CDEC son resueltos por el Ministro de
Economía, el cual con consulta a la CNE resuelve la divergencia surgida en un
CDEC.
El conjunto de normas y el reglamento interno del CDEC están dirigidos
principalmente a determinar:
- Criterios de operación del sistema eléctrico.
- Criterios para cuantificar y valorizar transferencias de energía y potencia
de punta entre los integrantes.
- Criterios para definir las reservas que proporcionan seguridad al sistema.
- Criterios generales de pago por el uso compartido de los sistemas de
transmisión.
- Criterios para coordinar el mantenimiento de las unidades generadoras.
88
Cada empresa productora integrante de un CDEC, debe estar en
condiciones de satisfacer en cada año su demanda de energía bajo condiciones de
hidrología seca, en sus centrales hidroeléctricas, y considerando su disponibilidad
promedio en sus unidades térmicas. Para este efecto, anualmente cada empresa
integrante debe presentar en el CDEC un balance de Potencia y Energía Firme que
demuestre que está en condiciones de asegurar el abastecimiento de las demandas de
sus clientes. Por lo tanto, además de considerar la capacidad de generación propia, se
toman en cuenta los suministros de otras entidades generadoras (miembros o no del
CDEC) que operen en sincronismo con el sistema y cuya producción parcial o total
le haya sido asegurada mediante un contrato suscrito a precio libremente convenido.
La demanda de energía a considerar corresponde a la suma de todos los suministros
de energía previstos y las pérdidas de transmisión correspondientes.
En base a los balances anuales de Potencia y Energía Firme se
determinan, para la potencia y energía, los eventuales déficit de las empresas
generadoras respecto de sus contratos de suministro. Las transferencias de energía
firme se comprometen a través de contratos, cuyas cláusulas de precio son materia de
negociación directa entre las empresas contratantes. Respecto de las transferencias de
potencia firme, éstas resultan del mencionado balance y se efectúan al precio de la
potencia fijada por la CNE semestralmente.
Una vez que se alcanza el equilibrio entre las disponibilidades firmes y
los contratos de suministros a clientes, la producción de las centrales generadoras del
sistema se decide independientemente de los compromisos de las empresas
propietarias de dichos medios de generación. El criterio de optimización aplicado
para la operación del sistema se basa en la minimización del costo global actualizado
de operación y falla, preservando la seguridad de servicio del sistema eléctrico. La
operación económica se complementa con políticas que permitan operar
confiablemente el sistema eléctrico, lo que puede hacer que entren en servicio
unidades que por razones económicas no debieran generar, pero que sí deben hacerlo
89
para preservar las condiciones de seguridad del sistema.
a) Valorización de las transferencias de energía dentro del CDEC
En el Artículo Nº91 de la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL Nº1
de 1982) se establece que las transferencias de energía entre las empresas eléctricas
generadoras interconectadas entre sí y que resulten de una operación coordinada,
serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema
eléctrico. Estos costos deben ser calculados por el Centro de Despacho Económico
de Carga del sistema interconectado correspondiente.
Para el caso de la componente de energía en las transferencias, se usan
los costos marginales del sistema, los cuales se determinan en forma previa a la
operación real y en el momento de definir la programación semanal de la generación.
Estos valores pueden estar sujetos a correcciones si es que se presentan condiciones
especiales de operación.
El CDEC calculará por cada hora el costo marginal instantáneo de
energía del sistema en las barras de aquellas subestaciones en las que las inyecciones
y retiros de energía originen transferencias entre los integrantes del CDEC. Se
entiende por costo marginal instantáneo de energía el costo en que el sistema
eléctrico en conjunto incurre en promedio durante una hora para suministrar una
unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando la operación
óptima determinada por el CDEC [16].
Los costos marginales se determinarán en base a los costos variables de
operación de la centrales térmicas y de las centrales de embalse. El costo variable de
las centrales de embalse corresponde al valor del agua determinado para cada una de
ellas. Tomando en consideración los costos de las centrales y las energías asociadas a
ellos, se hace el llenado de la curva de carga semanal hora tras hora y según una lista
de mérito. Por lo tanto, para cada hora el costo marginal del sistema será igual al
90
costo variable de la central que le corresponda proporcionar el KWh adicional de
energía en dicha hora de acuerdo a la curva de carga.
Como se había dicho, si se dan condiciones especiales de operación no
previstas en el cálculo de los costos marginales, como fallas de líneas de transporte,
salidas de servicio de unidades generadoras importantes, o vertimientos en centrales
hidráulicas a causa de crecidas o falta de consumo, etc., que llevasen a que los costos
marginales reales sean nulos, indeterminados o que difieran en más de un 25% de
aquellos calculados sin considerar estas circunstancias, los costos marginales
calculados inicialmente y la programación serán reemplazados por los costos
marginales reales, durante las horas en que dicha condición esté presente.
Según el Decreto Nº6 de 1985, la valorización de las transferencias de
energía y los correspondientes pagos entre integrantes serán contabilizados por el
CDEC, y se realizará en las barras de las subestaciones determinando las inyecciones
y retiros horarios netos de energía de cada integrante, las que se multiplicarán por el
costo marginal instantáneo correspondiente. Finalmente, los saldos netos mensuales26
con signo negativo serán los pagos que reciban todos los integrantes que tengan un
saldo neto positivo, en la proporción que cada uno de ellos participe del saldo
positivo total del mes.
Por otro lado, la valorización para el caso de la componente de potencia
de punta en las transferencias entre los integrantes, se hace en base a los costos
marginales de potencia de punta correspondiente a las subestaciones en que tales
transferencias se originen. Estos costos marginales de potencia son regulados por la
Comisión Nacional de Energía y corresponden a los precios de potencia de punta en
26 El saldo neto mensual corresponde a la resultante de la suma, para cada integrante, de
todas las inyecciones y retiros netos valorizados ocurridos en todo el sistema durante el mes. Las
inyecciones se consideran con signo positivo y los retiros con signo negativo.
91
la subestación respectiva determinados según el cálculo seguido para los precios de
nudo que establece el DFL Nº 1 en su artículo 99º.
5.1.2 Subsector de transmisión
La transmisión se caracteriza por presentar economías de escala y ser
intensiva en el uso del capital. Este subsector contribuye a importantes economías en
la operación de los sistemas interconectados; además, es la base de la competencia en
los mercados competitivos de generación. Por ende, resulta necesario un libre acceso
a este subsector haciendo cumplir dos obligaciones fundamentales:
- Obligación de interconexión.
- Obligación de libre acceso.
Dadas las economías de escala que se presentan en la transmisión, surge
un monopolio natural que es necesario regular. Por efecto de lo mismo, la
tarificación del sistema de transmisión en base al costo marginal, se hace insuficiente
para financiarlo y surge la necesidad de establecer una tarificación en dos partes,
según:
Tarificación = Tarifa Marginal (Ingreso Tarifario)
+ Pago Adicional (Peaje)
El Ingreso Tarifario corresponde al ingreso percibido por el propietario
de la red correspondiente a la diferencia de los costos marginales que rigen en cada
barra del sistema para las inyecciones y retiros de potencia y energía en ellas. Los
costos marginales de corto plazo representan el costo marginal de abastecer una
unidad más de demanda manteniendo constante los activos fijos que conforman el
sistema. Estos costos marginales se pueden obtener mediante un despacho
92
multinodal o con un despacho uninodal (en este último caso se utilizan factores de
penalización27).
~~
~~
~~
Centro
de Carga
Preciom
Precior Precioi
Er Ei
Figura 5.6: Ingreso tarifario
En el caso del despacho uninodal que se realiza actualmente en el
sistema chileno, el precio de la energía o de la potencia en un nodo j está dado por:
jonPenalizaciFactor de ecioPrecioPrmj´=
donde,
Precioj : Precio en el nodo j
Preciom : Precio en el nodo m, correspondiente al centro de carga
27 Según la legislación vigente, los factores de penalización de energía y de potencia de
punta se determinan considerando las pérdidas marginales de transmisión de energía y potencia de
punta respectivamente, para el sistema de transmisión operando con un nivel de carga tal que dicho
sistema esté económicamente adaptado.
93
El Ingreso Tarifario Total está compuesto por lo recaudado por la
energía y la potencia, es decir:
IT IT ITenergia potenciatotal = +
donde,
( )[ ]IT Potencia Perd Potencia FPP Potencia FPP ecioi r i Potenciapotencia i= - ´ - ´ ´. Pr
( )[ ]IT Energia Perd Energia FPE Energia FPE ecioi r i Energiaenergia i= - ´ - ´ ´. Pr
FPP : factor de penalización de potencia
FPE : factor de penalización de energía
Subíndice r : hace referencia a los retiros de potencia o energía
Subíndice i : hace referencia a las inyecciones de potencia o energía
La legislación chilena busca remunerar el valor nuevo de reemplazo de
las subestaciones y demás instalaciones involucradas en la transmisión, además de
los costos de operación y mantenimiento. Por lo tanto, el peaje debe cubrir la
diferencia entre esos valores y el ingreso tarifario.
Peajeanual = AVNR +COYM -IT
donde,
IT : Ingreso Tarifario total
AVNR : Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo
COYM : Costos de Operación y Mantenimiento
94
En el cálculo del Ingreso Tarifario, se ocupan los precios de nudo en
lugar de los costos marginales instantáneos.
Para determinar la anualidad de las inversiones comprometidas en las
líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas [17] se considera el valor
nuevo de reemplazo de todas ellas, con una vida útil no inferior a 30 años y una tasa
de actualización del 10% (igual a la utilizada en el cálculo de los precios de nudo).
Es decir,
VNRAVNR
= ´ -æèç
öø÷
é
ëêê
ù
ûúú0 1
11
11
30
, ,
El transmisor tiene la obligación de realizar una revisión cada cinco años
de su valor nuevo de reemplazo y costos de operación y mantenimiento. Los valores
del VNR actuales28 se calcularon en base a la actualización de un estudio hecho en
1990 (cuando se hizo la primera publicación) por empresas consultoras
internacionales que realizan construcción de líneas y subestaciones. El VNR se
calcula como el valor que costaría construir nuevas líneas o subestaciones en base a
la tecnología del momento. En el caso del COYM, se determinan todos los costos
atribuibles a la gestión de operación y mantenimiento, incluyendo sistemas de
telecomunicaciones, sistemas de despacho centralizado y distribuidos a lo largo del
sistema, y la operación y mantenimiento preventiva y correctiva que surge en las
instalaciones.
El peaje puede distribuirse entre los distintos usuarios del sistema de
transmisión, tanto generadores como consumidores y se han planteado diversas
metodologías al respecto, sin embargo en la legislación eléctrica chilena se define
28Ver libro Valor Nuevo de Reemplazo y Costos de Operación y Mantenimiento, Enero
1996, Compañía Nacional de Transmisión Eéctrica S.A, Transelec [29].
95
una basada en el uso del sistema, más específicamente, el uso según Áreas de
Influencia. Según el artículo Nº51 B del DFL Nº1, ésta se define como �el conjunto
de líneas, subestaciones y demás instalaciones del sistema eléctrico, directa y
necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de una central
generadora� [17].
El área de influencia de un generador se determina buscando los tramos
del sistema que sufren un incremento en sus flujos de energía frente a un incremento
en la energía generada en un nodo, y compensada por la central marginal.
La legislación define el pago de un peaje básico de cada generador, por
todas las instalaciones que son área de influencia de ese generador. El pago de las
anualidades de este peaje básico dará derecho [17] al propietario de la central a
retirar electricidad, sin pagos adicionales, en todos los nodos del sistema ubicados
dentro de su área de influencia. Así como también, tendrá el derecho de retirar
electricidad en todos los nodos desde los cuales se produzcan transmisiones físicas
netas hacia el área de influencia.
En caso de que el dueño de la central desee retirar electricidad en otros
nodos ubicados fuera del área de influencia, es decir, si se comercializa energía o
potencia fuera de esta área se deberán acordar Peajes Adicionales con el propietario
de las instalaciones involucradas. Se calcula de la misma forma que el peaje básico
pero se relaciona con las instalaciones adicionales necesarias para efectuar el
suministro.
Por lo tanto, el Peaje Básico es independiente del uso comercial, y el
Peaje Adicional depende de los contratos de suministro fuera del Área de Influencia.
96
5.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión Chileno y su
Tratamiento dentro de las Empresas Integrantes
Como ya se señaló, el costo marginal es la señal económica que se utiliza
en las transferencias de energía de acuerdo a lo establecido en la ley. Esta señal
puede reflejar en toda su magnitud los efectos la congestión en el sistema de
transmisión chileno si es adecuadamente calculada, lo que sí sucede en la operación
de corto plazo. En el largo plazo no sucede lo mismo dado que se está usando
actualmente un modelo uninodal para el cálculo de los costos marginales y precios
de nudo. Este modelo utiliza factores de penalización de energía y potencia de punta,
los cuales consideran sólo las pérdidas marginales de transmisión en energía y
potencia de punta respectivamente 29.
Al determinar el valor del agua semanalmente y la totalidad de la energía
despachada de las distintas centrales, para luego distribuirla en la curva de carga
diaria, se hace un análisis para ver si se presenta algún tipo de restricción de
transmisión, y si con el despacho original resulta alguna restricción para la semana
que se está programando, se efectúa un redespacho y se reprograman las unidades.
Además, si en el corto plazo ocurre algún tipo de contingencia que indique la
congestión de alguna de las líneas de transmisión, las unidades que deban operar para
dar solución a tal congestión, deben entrar con el mismo costo calculado
semanalmente (se identifica la central marginal en el sistema que quedó desacoplado
económicamente del otro), por lo tanto, pueden darse días en que el costo marginal
real sea mayor que el programado producto de la congestión en un tramo específico.
En tal caso, el costo real reemplaza a aquel calculado inicialmente (determinación
29Artículo Nº 99, número 6 del DFL Nº1 de 1982
97
ex-post).
Para resolver este problema en forma sistemática, se acordó que el CDEC
adopte un modelo multinodal que vea las restricciones actuales, y prevea las que
puedan surgir en el futuro. Actualmente, el CDEC tiene en estudio un modelo
llamado PCP (Programación de Corto Plazo), y corresponde a un modelo semanal,
con etapas de 24 horas para cada uno de los 7 días de la semana; es un modelo
determinístico y usa programación dinámica dual.
Para modelar períodos mayores a 1 semana, el CDEC está estudiando la
implementación de dos modelos multinodales: SDDP (Modelo Pereira, Stochastic
Dinamic Dual Program) y OMSIC II (OMSIC ST, con Sistema de Transmisión30).
Uno de estos programas reemplazaría al modelo uninodal que actualmente está en
uso, es decir, al OMSIC.
Es importante que en estos modelos se vean reflejadas estas restricciones
en el largo plazo. Los embalses deben trabajar adecuando el uso de su agua a las
restricciones de precio y por lo tanto, para las centrales es importante poder conocer
con anterioridad estas señales económicas con el fin de dar un adecuado uso al agua
embalsada. Estos modelos son útiles para hacer una planificación de la operación en
el largo plazo y una planificación de las inversiones por parte de cada una de las
empresas.
30 Modelo desarrollado por Transelec S.A.
98
5.2.1 Modelación de restricciones de transmisión según Transelec
Transelec ha implementado el modelo OMSIC II, el cual modela el uso
del sistema de transmisión e identifica (a futuro) los tramos en los que pueden
presentarse problemas de congestión, como restricciones de capacidad; además,
identifica el período en que pueden aparecer, la conveniencia de realizar inversiones
que compitan con generación local, y en resumen prever los tramos donde sea
necesario aumentar la capacidad y las empresas a las cuales realizar los cobros
respectivos.
Básicamente el OMSIC II es un modelo de programación de la
operación, multinodal y uniembalse, es decir, sólo considera el lago Laja como único
embalse del sistema y el resto de las centrales las considera como una matriz de
energía generable. Este modelo consta de etapas mensuales, representa la demanda a
través de curvas de duración por bloques, representa el sistema de transmisión de
acuerdo a un flujo DC, representa las pérdidas por líneas y limitaciones de la
transmisión, calcula los costos marginales por barra y finalmente determina el
despacho a mínimo costo.
Este modelo no realiza un proceso de convergencia (como se realiza en
los modelos de embalses) puesto que se tiene pensado este modelo como de uno
evaluación de largo plazo31. Se utiliza para los cálculos de peaje dentro de los
próximos 5 años, y en un análisis de lo que ocurrirá con la operación de las centrales
y el uso del sistema de transmisión en el futuro. Además, OMSIC II trabaja con
programación dinámica estocástica, y el tratamiento hidrológico se basa en una
independencia hidrológica durante invierno y una dependencia hidrológica durante el
deshielo. El sistema de transmisión se representa a través del uso de factores
31 En el largo plazo se considera que el aporte de energía de los distintos embalses es
fijo para cada año.
99
denominados GGDF, Factores Generalizados de Distribución de la Generación [28],
los cuales tratan de representar el flujo de potencia entre dos nodos como una
combinación lineal de la generación de todas las centrales del sistema
interconectado. Esto significa que se toman en consideración las distintas
interacciones dentro del sistema y se hace un despacho de todas las centrales con el
fin de minimizar los costos de operación y falla del sistema, sujeto a las restricciones
de capacidad máxima de generación, uso del lago Laja, restricciones de transmisión
y pérdidas dentro del sistema. Por lo tanto, al producirse un desacoplamiento de una
barra producto de la congestión de una línea, la relación entre los precios calculados
en cada nodo no estará dada sólo por las pérdidas marginales, sino que además
existirá cierta holgura producto de la congestión.
La empresa conoce para todas sus líneas las capacidades térmicas y es el
CDEC el que debería de identificar la existencia de algún otro tipo de restricción
producto de la interconexión entre las centrales generadoras y las líneas. Por lo tanto,
bajo este supuesto, este organismo debería de tener la facultad de determinar el límite
para operar determinados tramos con el fin de preservar la seguridad y estabilidad
del sistema.
Sin embargo, dado que es difícil tomar acuerdos en este organismo, la
propia empresa Transelec ha determinado las restricciones de transmisión de sus
instalaciones y aquellas por estabilidad de tensión a modo referencial. Por otra parte,
las restricciones por estabilidad transitoria no están consideradas dentro de las
formulaciones actuales, ya que aún no existe acuerdo dentro del CDEC para
determinar este tipo de estudios32.
32 Como por ejemplo, determinar si una línea es crítica dentro del sistema si es que sale
de servicio algún circuito. Esta condición de operación podría producir una oscilación que haría
colapsar la totalidad del sistema.
100
Las líneas de transmisión operan en base a las características propias, y
cada empresa es responsable por la seguridad de sus instalaciones, y éstas ponen a
disposición del CDEC sus instalaciones con sus respectivas limitaciones con el
objeto de que este organismo preserve la seguridad de servicio global del sistema. En
base a las restricciones de transmisión y de estabilidad de tensión, la empresa entrega
ciertas recomendaciones que se hacen valer en el corto plazo para el CDEC, y desde
el punto de vista de estudios de la misma empresa, estas restricciones se consideran
para evaluar la operación del sistema en el futuro y sirven de patrón de referencia
para realizar inversiones.
5.2.2 Restricciones de transmisión en tramos específicos del SIC
De acuerdo a conversaciones con Transelec S.A., en determinados
períodos han surgido problemas de restricciones de transmisión en algunos tramos, y
en un futuro se pronostican problemas adicionales en otros tramos. Estos tramos se
detallan a continuación:
- Tramo Ancoa-Alto Jahuel. Se presentaron problemas a partir de junio de
1997 y durante un par de meses. Colbún S.A. aún no hacía uso de su
propia línea y en el mismo período Pangue S.A., junto al complejo del
Laja, se encontraban haciendo inyecciones más al sur de este tramo, entre
Charrúa y Ancoa. Por lo tanto, dado el exceso de agua, la línea de 500KV
Ancoa-Alto Jahuel quedó saturada durante varias horas del día. Frente a
esta situación, comenzó el desplazamiento de las centrales térmicas de la
zona norte y se alcanzó el límite de transmisión de esa línea, por lo que el
costo marginal desde Ancoa hacia el sur cayó a cero, producto del
vertimiento al que llegaron los embalses; y el costo marginal desde Alto
Jahuel hacia el norte correspondió al costo de la central térmica marginal
despachada para cubrir la demanda.
101
- Tramo Charrúa-Ancoa. Junto al tramo anterior, es uno de los más críticos
por ser el tronco del sistema interconectado. Sin embargo, a partir del año
1997, entró en servicio una tercera línea en este tramo con lo que los
problemas de capacidad se encuentran actualmente solucionados.
- Tramo Polpaico-San Isidro. Entre octubre y diciembre de 1997, surgió
un problema de restricción de transmisión en este tramo. Dados los costos
marginales bajos, la señal de precio decía que era necesario el
desplazamiento de algunas centrales térmicas como Ventanas y
Guacolda, sin embargo si se hubiera operado de esa manera, el tramo
Polpaico-San Isidro hubiera llegado a su límite. Por lo que fue necesario
que entraran en operación ambas centrales para evitar que la línea se
saturara, con las consiguientes alzas en los costos.
- Tramo Charrúa-Concepción. Se hubieran presentado restricciones de
capacidad de transmisión en este tramo, si no se hubieran realizado
inversiones. Con ese fin, se construyó una nueva subestación de
220/154KV y se transformó una línea de 154KV a 220KV, y por lo tanto
ahora se cuenta con mayor capacidad de transmisión para dar suministro
a la zona.
- Línea de 154KV, paralelo al sistema de 500KV entre Ancoa y Alto
Jahuel. Se pronostica que para el año 2002, en condiciones hidrológicas
extremas (especialmente hidrología seca), se saturen las capacidades de
transformación que alimentan a la zona. Ante esta situación, se están
realizando las inversiones necesarias para dar apoyo a la zona desde
Ancoa.
102
- Transformación de 220/110KV en San Isidro. Se piensa que en un futuro
presentará problemas y por lo tanto, se está pensando en las inversiones
necesarias para evitar tal problema. Actualmente, existen 300MVA de
capacidad de transformación y al momento de entrar en operación los
ciclos combinados Nehuenco y San Isidro, el costo marginal sería muy
bajo en términos esperados, lo que estaría dando la señal de que central
Ventanas debe dejar de operar. Por lo tanto, si dejaran de operar Ventanas
I y Ventanas II en su totalidad, la capacidad de transformación se vería
sobrepasada puesto que la demanda de la zona costera es mayor que la
capacidad de transformación. Para dar solución a esta situación,
Chilquinta está construyendo una línea de 220KV hacia la zona costera.
- Tramo San Isidro-Pan de Azúcar. Esta línea presenta actualmente una
capacidad inferior a la demanda máxima de la zona norte, por lo que se
requiere que la central Guacolda esté en operación en determinadas horas.
La demanda es creciente en el sector norte y la capacidad de generación
en este momento se mantiene constante, situación que cambiaría si
entrara nueva generación o se realizara la interconexión del SIC con el
SING. Por lo tanto, como estos nuevos proyectos de generación están
previstos alrededor del año 2000, existe la posibilidad que en este tramo
se presenten problemas de congestión antes de esta fecha. Sin embargo,
como estos problemas se presentarían por un período tan corto de tiempo,
Transelec no considera necesario aumentar la capacidad de transmisión
de este tramo.
103
5.2.3 Reacción de las empresas frente a problemas de congestión
Ante la aparición de restricciones en la transmisión, las empresas en
general adoptan una serie de medidas con el fin de dar solución al problema:
- Generación local. Dada la existencia de alguna restricción de transmisión
producto de una causa no programada, por ejemplo la salida de servicio
de una línea o vertimientos en algunos embalses, es recomendable que
entren en operación determinadas plantas generadoras con el fin de poder
abastecer la demanda de potencia.
- Disminución de la carga en nodos específicos. Es una medida adoptada
en casos de extrema emergencia, como la salida de servicio de alguna
central. En estos casos, la oferta de potencia baja pero la demanda se
mantiene y la única solución es botar carga. Estas medidas son de corto
plazo y corresponden a medidas operacionales y no de planificación
futura.
- Inversiones. Cuando las restricciones presentes en el sistema de
transmisión son permanentes y con impactos importantes sobre los
precios, es necesario realizar inversiones con el objeto de evitar fallas o
mayores costos de operación. Las inversiones que se llevan a cabo por
parte de la empresa transmisora son: ampliaciones de líneas, instalación
de bancos de condensadores, etc.
La empresa transmisora, a través de estudios del sistema de transmisión,
es capaz de pronosticar las restricciones que puedan llegar a producirse en el sistema,
con el fin de evaluar la conveniencia de realizar inversiones para aumentar la
capacidad en esas líneas. Sin embargo, como generalmente estas restricciones se
presentan por un período corto de tiempo (por ejemplo, para el caso de los tramos
anteriormente descritos), la empresa no estima conveniente realizar inversiones por
104
casos tan puntuales. Es necesario realizarlas cuando estos problemas son constantes
dentro del sistema y además, crecientes en el tiempo. Por ejemplo, para el tramo
Polpaico-San Isidro, con la entrada de los ciclos combinados en San Isidro se
produciría una generación económica local que descargaría la línea, y por lo tanto,
las restricciones de transmisión desaparecerían. Para el caso de la línea de 500KV
Ancoa-Alto Jahuel, como Colbún está haciendo uso de su propia línea, el tramo se
encuentra sin problemas en la actualidad.
Respecto de las inversiones a realizar dentro del sector de la transmisión,
las señales económicas que proporciona la ley no son claras al momento de llevar a
cabo estas inversiones. La distorsión la proporcionan los precios de nudo, los cuales
no dan la suficiente libertad de competencia entre los generadores que llegan a los
clientes, y se ve reflejado en las penalizaciones marginales que determina la CNE las
cuales pueden tener errores en la ubicación del factor de penalización y a su vez
pueden dejar de incluir costos necesarios para la empresa transmisora. Según los
mismos, el negocio de la empresa (contrario a lo que se pueda pensar) presenta
riesgos como: (1) no reconocimiento por parte de la empresas generadoras de los
valores asociados a AVNR y COYM, (2) riesgo de sustitución de las instalaciones
del transmisor quedando las mismas sin renta (por falta de uso) o bien sin poder
cobrar el 100% del valor de AVNR más COYM. Además, la empresa transmisora no
puede cobrar un peaje más allá del costo alternativo que representa para la
generadora hacer sus propias líneas.
Cada vez que surgen problemas de restricción en la transmisión, el resto
de las empresas generadoras de electricidad presentan diversas reacciones frente al
CDEC. Las empresas generadoras, además de producir electricidad, la comercializan
a través de contratos con sus clientes finales. Estos contratos se establecen por
problemas de estabilidad de precios y de esta forma, por ejemplo, se establecen
contratos con las empresas distribuidoras a precio de nudo y se tiene la obligación de
abastecer sus consumos, independientemente si el despacho determina que la central
105
esté en operación o no. En el caso en que la central no esté en operación, la
generadora debe comprar la electricidad necesaria para abastecer la demanda del
cliente. Por lo tanto, si la energía no se puede transmitir desde aquellos nodos con
costos marginales bajos, es indispensable hacer funcionar un central con costos más
altos y por lo tanto, se debe comprar la energía para abastecer ese nivel de demanda a
un precio alto y quizás mayor que el precio en que se había acordado la venta de
energía al cliente final.
Un ejemplo concreto de estas divergencias entre las empresas respecto a
restricciones de transmisión, fue el presentado en el tramo Polpaico-San Isidro. La
empresa Gener S.A. cuestionó la decisión de Transelec S.A. de operar dicha línea
por 4 meses por debajo de su capacidad nominal, por razones de seguridad, en
circunstancias que existía abundancia de agua. La central Guacolda debió entrar en
operación con el fin de generar la energía necesaria para abastecer la demanda en el
norte en momentos que se podría haber comprado a un precio spot más barato, lo que
habría perjudicado a la empresa Gener y sus filiales.
Según datos de Gener, este tramo tenía una capacidad nominal superior
a 600MW y en un período específico de tiempo, los flujos que circulaban por esta
línea alcanzaron cerca de 530MW. Dada esta situación, la empresa transmisora
determinó que por razones de seguridad del sistema, si salía de servicio uno de los
circuitos, el circuito restante sería incapaz de hacer circular la totalidad de la potencia
y determinó que la capacidad máxima del tramo San Isidro-Polpaico fuera de
420MW. Esta medida afectaba duramente a las centrales térmicas del norte, al punto
de llegar a ganancias cercanas a cero para Gener. Sin embargo, de acuerdo a los
informes elaborados por la CNE respecto de esta divergencia en particular, y la
posterior resolución ministerial33, todas las razones que presentó Gener priorizaban
33Ver Informe de la Comisión Nacional de Energía, Divergencia en el CDEC-SIC, de
106
el criterio económico por sobre la seguridad global del sistema, contrario a los
objetivos que persigue la ley, en donde se expresa claramente la prioridad de la
seguridad con la que se debe operar el sistema por sobre el óptimo económico.
De esta forma, cada vez que surgen restricciones en el sistema de
transmisión los reclamos van dirigidos a la empresa transmisora para que aumente la
capacidad de la línea con problemas. Sin embargo, la ley no obliga a la empresa
transmisora a realizar inversiones, y la entrada al sistema de transmisión es libre con
lo que cualquier empresa tiene la libertad de realizar las inversiones que estime
conveniente. Por lo tanto, si no se logra un acuerdo entre Transelec y la empresa que
podría ser beneficiada con la inversión, esta última podría realizar la inversión.
5.2.4 Rentas por congestión
La congestión, como ya se ha dicho, se refleja en el corto plazo en los
costos marginales, y por lo tanto el balance de inyecciones y retiros de las empresas
debe ser hecho con los verdaderos costos marginales. Las llamadas rentas por
congestión sí existen en el sistema chileno, aunque en la legislación no se reconocen
explícitamente estos mayores costos para los agentes.
Hoy en día la empresa que recauda el ingreso tarifario es Endesa por ser
miembro del CDEC y no Transelec, la que lo hace posteriormente y directamente
desde Endesa. El cálculo se hace en base a los costos marginales horarios
establecidos por el CDEC en cada nodo donde se producen transferencias entre los
integrantes. Este ingreso tarifario resulta de la diferencia entre inyecciones y retiros,
por lo que en el cálculo que actualmente se realiza, no se identifica la cantidad exacta
del ingreso tarifario por tramo. Cada integrante declara sus inyecciones horarias y al
Carta Nº147/97 (11/11/97), y Resolución Ministerial del 10 de marzo de 1998, respecto a
divergencia surgida en el CDEC-SIC.
107
costo marginal correspondiente, y paralelamente, cada uno declara en forma horaria
los retiros en cada barra. Posteriormente se valorizan estas transferencias para cada
integrante y se obtiene un saldo que cada uno debe recibir o pagar.
Este balance es realizado por todos los integrantes exceptuando Endesa,
la que a partir de la diferencia existente entre los saldos, debe pagar o recibir este
diferencia, la que incluye el balance entre las inyecciones y retiros de la empresa más
los ingresos tarifarios de Transelec. Este último le solicita a Endesa la entrega de los
ingresos tarifarios a costo marginal, calculados con las mismas bases en que fueron
realizadas las transferencias, es decir, los mismos costos marginales y estimaciones
de flujos. Este cálculo lo realiza Transelec y lo ha denominado VIRT, es decir,
Valoración de Inyecciones y Retiros por Tramos a costo marginal, para diferenciarlo
del Ingreso Tarifario que de acuerdo a la legislación chilena, debe ser calculado a
Precio de Nudo.
La valoración a Precio de Nudo se aplica cuando se hace el cálculo de
ingresos tarifarios en el cálculo de peajes. Si una generadora solicita peaje por un
tramo específico, la empresa transmisora debe realizar un cálculo del mismo ex-ante,
para un período de 5 años, en el cual se calcula el AVNR más el COYM de las
instalaciones involucradas y una estimación de los ingresos tarifarios valorizados al
Precio de Nudo vigente al momento en que se realiza el cálculo.
Anualmente, la empresa transmisora ha acordado realizar reliquidaciones
respecto del IT estimado a Precio de Nudo y la recaudación realizada por Transelec a
Costo Marginal (VIRT) en cada uno de los 12 meses del año, manteniendo la
prorrata que se aplica al peaje cobrado a la empresa generadora que está haciendo
uso del tramo.
108
En caso de existir diferencias entre el IT descontado y el VIRT
recaudado, el que tiene el saldo positivo hace la devolución a la otra empresa
involucrada34. Si el VIRT es menor que el IT descontado, el generador debe hacer
una reliquidación a la empresa transmisora por la cantidad faltante, y viceversa en el
caso contrario. Estas diferencias se incrementan al existir congestión en las líneas de
transmisión, puesto que al producirse un desacoplamiento de la líneas, el costo
marginal en el extremo receptor es muy alto y el del extremo transmisor es muy bajo,
con lo que se genera un VIRT que no tiene relación alguna con la diferencia de
pérdidas marginales, y su valor por lo tanto es muy alto.
Si se presenta congestión surge un VIRT muy alto y de hecho, mayor que
el IT calculado ex-ante sin congestión y con precios de nudo. En el esquema de
reliquidaciones propuesto por Transelec a los generadores, esa congestión se
orientaría a reducir el peaje pagado por ellos y eventualmente, si el VIRT es mayor
que el AVNR+COYM produciría un ingreso adicional a los generadores.
34 Esta es una negociación entre las partes incluida en el contrato de peajes
109
VI. IMPACTO DE RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN SOBRE EL
SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DE CHILE
Con el fin de ilustrar numéricamente los impactos que las restricciones
de transmisión podrían tener en el Sistema Interconectado Central chileno y la
eventual aplicación de los conceptos formulados en capítulos anteriores, se procedió
a realizar una simulación aproximada de la operación futura del sistema. Interesa
ilustrar el impacto de estas limitaciones sobre los flujos de potencia en algunos
tramos del sistema, evaluando económicamente el impacto de la congestión sobre las
líneas involucradas. Interesa ilustrar también, la relación entre la remuneración
resultante del sistema de transmisión y el valor económico de ella.
Para alcanzar cada uno de estos objetivos, se procedió a realizar los
siguientes estudios:
� Estudio de los flujos de potencia activa en tramos de interés del SIC:
- Graficar la magnitud de los flujos de potencia en tramos de interés,
- Graficar el sentido de los flujos de potencia en tramos de interés,
- Graficar la duración de los flujos de potencia esos tramos, y
- Determinar las hidrologías en que se presentan problemas de congestión.
� Estudio del impacto económico de las restricciones:
- Determinar los ingresos marginales percibidos sobre los tramos de interés
del SIC para un caso con congestión y otro sin congestión,
- Determinar diferencias cuantitativas en los Ingresos Marginales entre un
caso y otro.
110
Ante la no disponibilidad en esta investigación, de un programa
computacional de análisis de la operación hidrotérmica multinodal del SIC, se
resolvió realizar la evaluación con una herramienta alternativa aproximada35.
La implementación del estudio se realizó en base al Modelo de
Explotación Generación/Red Juanac, desarrollado por la Universidad Pontificia
Comillas, y descrito en la siguiente sección. La modelación del Sistema
Interconectado Central se realizó en forma aproximada, ya que se hicieron algunas
simplificaciones a las centrales hidráulicas, no se optimizó el uso de las centrales de
embalse, y en la modelación de las restricciones sobre el sistema de transmisión, no
se tomaron en consideración posibles refuerzos programados en el sistema, con la
finalidad de mitigar los efectos negativos de la congestión sobre el sistema eléctrico
en su conjunto36. Las simplificaciones y supuestos que se adoptaron, pueden
conducir a un despacho con soluciones no necesariamente en el óptimo. Por ende, se
debe tener cuidado en extrapolar las conclusiones del estudio a la realidad futura del
SIC.
6.1 Descripción del Modelo de Explotación Generación/Red, Juanac
Este modelo es una herramienta utilizada para la obtención de los precios
spot de la demanda, valoración de intercambios y la determinación de los ingresos
que recibiría la red de acuerdo a la teoría marginalista, es decir, el ingreso marginal
35 Como se indicara en el capítulo Nº5, la empresa Transelec ha desarrollado un
programa que cumple dichas funciones, denominado OMSIC II; mientras el CDEC-.SIC ha
contratado el desarrollo de un modelo denominado SDDP. Como este trabajo emplea el modelo
Juanac, es de interés poder determinar aquellos componentes que determinan el precio spot, r (t),
descrito en el capítulo Nº2.
36 De hecho, según se explicara en el capítulo Nº5, Transelec tiene previstos algunos
refuerzos futuros que no fueron considerados en este estudio.
111
en el caso del sistema eléctrico chileno.
El modelo Juanac [18,20] realiza un despacho óptimo multinodal
determinista, esencialmente térmico del sistema eléctrico para una serie de
escenarios definidos por el usuario. Su alcance temporal es de un año37, el cual se
descompone en períodos. Para cada período se define una duración y un plan de
mantenimiento de la generación y de la red, y a su vez, en cada uno de estos períodos
se definen bloques o niveles de carga. Finalmente, para cada período y nivel de carga
se analizan un conjunto de escenarios de indisponibilidad y en cada escenario se
definen los elementos del sistema que se encuentran en falla. Se asigna una
probabilidad a cada escenario tal que la suma de dichas probabilidades para un
período y nivel de carga dados sea igual a uno. Como no se puede modelar energía
embalsada, la generación hidráulica se representa en forma aproximada, y por lo
tanto, se necesita de un modelo previo que especifique la cantidad de energía
hidráulica a ser usada durante un intervalo de tiempo determinado38.
Estas características que presenta el programa pueden ser usadas por el
usuario en forma más simplificada y dependiendo de las características de la
modelación que se desee implementar. En el caso del modelo utilizado para el
Sistema Interconectado Central, sólo se utilizó el alcance temporal de un año ficticio,
bajo el cual se definió cada uno de los cinco bloques de carga considerados en la
modelación de la demanda y que será detallado más adelante.
37 No necesariamente un año real, sino que puede ser algún intervalo especificado por el
usuario.
38 Para este estudio, se ocuparon los resultados entregados por el modelo de la
Operación Mensual del SIC, OMSIC, respecto de la energía generada por las centrales hidráulicas.
112
Las principales características del modelo Juanac son:
- Red modelada con flujo de cargas linealizado (DC) con o sin pérdidas.
- Costo variable de generación térmica lineal o cuadrático.
- Intercambios entre áreas libres o prefijados.
Los resultados que se obtienen de este modelo son entre otros: costo
variable de explotación, producciones y costos de los grupos, flujos y pérdidas por
las líneas, energías no suministradas, precios spot en cada nodo, ingresos marginales
de la red, ingresos por generación y demanda.
La optimización de la explotación del sistema conjunto generación/red se
plantea como un problema de optimización con una función objetivo lineal o no
lineal con restricciones lineales (o no lineales si se consideran pérdidas).
6.1.1 Modelación general del sistema eléctrico
Las características principales de este modelo computacional están dadas
por:
a) Demanda. La demanda en cada nodo se debe especificar en los datos de entrada
del programa. Si la demanda en un nodo no puede ser satisfecha se introduce una
penalización que representa el costo variable de la potencia no suministrada en
ese nodo
b) Generación. En cada nodo de la red se pueden localizar diferentes grupos de
generación. En cada uno de estos nodos, existe la posibilidad de considerar uno o
más grupos térmicos y sólo un grupo hidráulico. Para ambos, se deben definir los
valores mínimos y máximos de potencia de funcionamiento. En forma adicional,
para los grupos hidráulicos se debe especificar una potencia programada.
113
El costo variable de generación térmica puede ser lineal o cuadrático. El
costo variable de la generación hidráulica es nulo en caso de que la potencia sea
igual o inferior a la programada. Para dar valor al agua embalsada, se introduce
una penalización muy alta en caso de que la potencia hidráulica supere a la
potencia programada.
c) Red. Ésta se define como el conjunto de líneas eléctricas de transporte que
conectan los nodos entre sí. Las líneas están definidas por su impedancia serie
(resistencia y reactancia) en magnitudes unitarias y por su capacidad máxima de
transporte.
La red está modelada mediante un flujo de cargas linealizado en corriente
continua (DC) incluyendo las pérdidas en forma aproximada. Estas pérdidas se
modelan como dos cargas iguales en los extremos de la línea.
6.1.2 Función objetivo y restricciones
La función objetivo a optimizar está dada por el costo variable total que
corresponde a la suma de los costos de explotación de cada escenario, para todos los
niveles de carga y estaciones. Esta función se define como un problema de
optimización de programación lineal, sujeto a un conjunto de restricciones lineales.
El costo variable de explotación para un escenario de duración unitaria es
la suma de los siguientes componentes:
- Costos variables de generación térmica lineales.
- Costo de generación hidráulica de emergencia.
- Costo de potencia no suministrada.
- Penalizaciones por exceso y defecto en los intercambios de potencia
definidos en contratos.
114
- Penalizaciones por transmisiones sobre el límite de seguridad de las
líneas.
Las restricciones que contempla el modelo son:
- Balance de energía para cada nodo del sistema.
- Balance total de energía para el sistema en su conjunto.
- Límites de generación.
- Límites físicos de la potencia no suministrada por nodo.
- Límite de capacidad para cada línea de la red.
- Cumplimiento de los intercambios de potencia programados en contratos.
Finalmente, el precio spot de la potencia demandada en un nodo se
define como el costo marginal a corto plazo de su suministro. En cada nodo indica el
costo asociado a un incremento en su demanda. Se calcula a partir de la información
obtenida de la solución óptima del problema de optimización anteriormente
señalado.
La expresión del precio spot en cada nodo i está dada por39:
[ ]
i
i d
nExplotació de Variable Costo
¶¶
=r
39 Formulado por Schweppe [20]
115
donde:
di : demanda en el nodo i.
ri : precio spot en nodo i.
La obtención del precio spot (ri) por parte de Juanac, equivale a la
combinación de algunos componentes marginales de la modelación propuesta por
Schweppe y presentada en el capítulo Nº2 de este trabajo. En la optimización del
problema, se obtienen todas las variables duales asociadas a las restricciones a las
que está sujeta la función objetivo; sin embargo, el precio spot combina
principalmente tres de estas variables:
- Variable que se asocia al balance de energía en cada nodo.
- Variable que se asocia al balance total de energía para el sistema.
- Variable que se asocia a los límites físicos de la potencia de falla para
cada nodo.
De acuerdo a lo revisado en el capítulo Nº2, la variable dual asociada al
balance de energía del sistema sin considerar pérdidas es l(t); las pérdidas están
asociadas a hL,k(t); la calidad del suministro de la generación a gQS(t), y hQS,k(t) está
asociado a la restricción de capacidad de las líneas del sistema. Por otra parte, como
Juanac es un modelo práctico de cálculo de los precios spot, su formulación no es
igual a la propuesta en los modelos teóricos. De hecho, este modelo considera estas
restricciones en forma aproximada y en el caso de las variables, éstas están
relacionadas específicamente al balance de energía considerando conjuntamente las
pérdidas y están asociadas a la calidad de suministro de la generación. En el caso de
las restricciones sobre las líneas de transmisión, las penalizaciones se incluyen en la
función de costos a optimizar.
116
En resumen, si bien en Juanac no se emplean todos los componentes
marginales teóricos propuestos por Schweppe, la determinación del precio spot
consta de la combinación de varios de estos términos.
6.2 Formulación en base a Juanac de un Modelo para el SIC en Chile
El estudio formulado contempla un análisis de la operación futura del
sistema, tomando en consideración 40 hidrologías, 12 meses y cinco bloques de
carga para cada mes. Para la formulación de las simulaciones con Juanac, fue
necesario contar con datos que describieran el sistema eléctrico chileno para el año
en estudio, para lo cual, además de información del parque generador previsto, se
requirió de las siguientes características del SIC:
- Demanda (MW) para cada nodo, año y mes considerado en la
modelación.
- Número de bloques de carga, la duración (hr) de cada uno de ellos para
los distintos meses, y la respectiva demanda (MW) para cada uno de los
bloques.
- Grupos térmicos y sus unidades para cada uno de los nodos.
- Grupos hidráulicos para cada uno de los nodos, tanto de pasada como de
embalse.
- Valores de potencia (MW) máxima y mínima de cada central hidráulica y
térmica.
- Valores de potencia (MW) programada cada central hidráulica.
- Costos variables (mills/KWh) de la generación térmica.
- Costos de falla (mills/KWh) para cada nodo por la potencia no
117
suministrada.
- Potencia (MW) base del sistema.
- Impedancia serie para cada tramo considerado en el estudio, es decir,
resistencia (R) y reactancia (X) (valores en p.u.).
- Capacidad (MW) máxima de transferencia para cada tramo.
Los antecedentes del sistema que se utilizaron para la realización del
estudio, se obtuvieron principalmente de Informes Técnicos Definitivos de fijación
de precios de nudo de la Comisión Nacional de Energía, de información utilizada por
el CDEC-SIC, y de datos disponibles en la Universidad Católica de Chile.
Particularmente importante en el análisis, son las proyecciones de crecimiento de la
demanda realizadas por la CNE, así como el plan de obras determinado por ella
según se indica en el Anexo C40.
Se analizó condiciones de oferta y demanda proyectadas para el período
1999/200041. Para la modelación se consideró una red simplificada de 20 nodos, con
un total de 15 centrales térmicas, 10 centrales hidráulicas de regulación y 21
centrales hidráulicas de pasada, que se detallan a continuación:
40Anexo C: Datos Numéricos de la Modelación, pp. 207
41 Abril de 1999 a Marzo de 2000.
118
Tabla 6.1: Centrales consideradas en el estudio
CENTRAL TÉRMICA CENTRALHIDRÁULICA
DEREGULACIÓN
CENTRALHIDRÁULICA
DE PASADA
TG Diego de Almagro
Guacolda
Huasco Vapor
TG Huasco
TG El Indio
Ventanas
San Isidro
Nehuenco
Laguna Verde
Renca
Nueva Renca
Energía Verde
Celco
Bocamina
Petropower
Los Molles
Rapel
Sauzal
Sauzalito
Pehuenche
Colbún
El Toro
Antuco
Pangue
Canutillar
Los Quilos
Aconcagua
El Sauce
Volcán
Queltehues
Florida
Los Morros
Maitencillo
Alfalfal
San Ignacio
Curillinque
Cipreses
Isla
Loma Alta
Mampil
Rucúe
Peuchén
Abanico
Pullinque
Capullo
Pilmaiquén
A grandes rasgos, el estudio considera la creación de un Caso Base que
será tomado como punto inicial, a partir del cual se determinarán los casos con los
que se evaluará el impacto de las restricciones de transmisión. Básicamente, se
modelarán dos casos para cumplir los objetivos que ya fueron señalados: caso
restringido y caso no restringido, cada uno de los cuales serán explicados más
adelante.
119
6.2.1 Caso base no restringido
Como datos de entrada se utilizan los resultados obtenidos por el modelo
OMSIC, el cual, mediante un despacho uninodal (nodo Santiago) y uniembalse
(embalse Laja) del parque generador, obtiene las generaciones mensuales por
condición hidrológica de las centrales hidráulicas consideradas en el estudio para el
período 1999/2000. Una vez conocidos estos datos, a través de Juanac se realiza un
despacho óptimo multinodal del parque generador, con el que se obtiene el perfil de
generación de cada central y los flujos por las líneas del sistema.
Para lograr una representación del sistema de transmisión que permita
evaluar su comportamiento, se consideró necesario realizar algunas simplificaciones:
- El modelo OMSIC entrega datos mensuales, por lo que se decidió ajustar
el despacho inicial de generación hidráulica entregada por éste, para
lograr una representación con 5 bloques de demanda mensual, y obtener
un llenado inicial de la curva de carga.
- Representar y corregir condiciones de vertimiento en el sistema a partir
de las energías determinadas por el OMSIC, con el fin de obtener un
nuevo llenado de la curva de carga, que constituirá el caso base de las
simulaciones.
- Aproximar la operación de las centrales reguladoras del sistema.
- Aproximar la modelación de las centrales hidráulicas presentes en el
sistema.
120
Cada una de estas simplificaciones, requeridas por la forma de
modelación del Juanac, se detallan a continuación:
a) Llenado inicial de Curva de Carga
En forma general, se distinguen tres tipos de centrales: centrales
hidráulicas de pasada, cuyas generaciones dependen de la hidrología y no regulan o
tienen una regulación muy pequeña; centrales hidráulicas con una regulación
importante y que pueden traspasar energía de un período a otro; y centrales térmicas.
Para esta modelación se suponen conocidas las matrices de energía
generable de las centrales hidráulicas de pasada y las de embalse, resultado que es
entregado por el despacho que realiza el modelo OMSIC. Dentro de los datos con los
que se cuenta figuran aquellos correspondiente al complejo Laja para el año en
estudio, para una cota específica y para cada una de las 40 hidrologías y 12 meses; y
a los datos del resto de las centrales de pasada y de regulación. El lago Laja, y sus
centrales El Toro y Antuco, se diferencia del resto de las centrales de regulación por
su regulación anual y porque posee una capacidad de almacenamiento de 6819 GWh;
el resto de las centrales de embalse se caracteriza por una regulación estacional y
capacidades de almacenamiento mucho menores. Por lo tanto, dado el tamaño del
lago Laja, es importante utilizar correctamente la energía que tiene almacenada.
Después de considerar la energía las centrales hidráulicas, se debe
considerar la potencia máxima de las centrales que regulan por mes, y se debe
incorporar aquellos datos relacionados con el consumo de energía para el año en
estudio, factores de repartición de carga mensual, duración y repartición de energía
de cada uno de los bloques de carga, y finalmente, aquellos factores de repartición de
carga para cada uno de los nodos del sistema.
121
Con estos datos se hace un llenado de la curva de carga en forma manual,
sin haber utilizado el programa Juanac, agotando la energía despachada por el
OMSIC y considerando las restricciones de demanda y potencia máxima de aquellas
centrales que regulan. La metodología empleada se puede observar en el siguiente
diagrama:
Energía y Pmax
Centrales del Laja
Potencia Constante
Centrales PasadaInput:
Datos Demanda
Potencia Máxima
Centrales Térmicas
Energía y Pmax
Centrales de Embalse
Input:
Datos de Centrales
Cálculo de energías y potencias
Centrales de Regulación
Output:
Llenado manual de la
Curva de Carga
FIN
Figura 6.1: Metodología para el llenado inicial de la curva de carga
122
La potencia entregada por las centrales hidráulicas de pasada se mantiene
constante para los 5 bloques del mes e hidrología en estudio. Sin embargo, para el
resto de las centrales hidráulicas de regulación (considerando las centrales del Laja),
es necesario considerar restricciones asociadas a la potencia máxima que pueden
entregar.
Por lo tanto, si la energía de un bloque determinado sobrepasa la potencia
máxima que podría generar la central, este excedente se desplaza al siguiente bloque,
y así sucesivamente para todos los bloques dentro del mes en estudio. Si al cabo de
los cinco bloques del mes aún hay energía sobrante, ésta no se traspasa al mes
siguiente, por lo tanto se pierde. La energía resultante de cada uno de los bloques
está asociada a la potencia programada de cada central de embalse, dada por la
duración de cada bloque.
Estos resultados se obtienen para cada bloque, mes, nodo e hidrología.
b) Vertimientos
Una vez realizado el llenado de la curva de carga en forma manual, es
necesario verificar la existencia de vertimientos en aquellos nodos con centrales de
regulación. En caso de presentarse esta condición, se hace indispensable una
corrección del llenado original de la curva de carga, destinando esa energía vertida
hacia aquellos bloques en los cuales se utiliza más energía térmica que la óptima para
el sistema y que, por lo tanto, se pueden llenar con este excedente de energía. Para
esto se utilizó un algoritmo como el que se muestra en la Figura 6.2:
123
Input:
Llenado inicial de la Curva de Carga
Correr JUANAC
" hidro, mes y bloque
Redespachar Centrales y
obtener el resultado
Comparación de llenado inicial
de la curva de carga con
resultados de redespacho
¿ Pjuanac < Pmanual?
Traspasar
Energía Vertida
Nuevo llenado de
Curva de CargaFIN
Imprimir Output:
llenado final de curva de carga
correspondiente al Caso Base
Existe Vertimiento
SÍ NO
No hay Vertimiento
Figura 6.2: Diagrama de vertimientos
Esto quiere decir que:
� Con los datos resultantes del llenado inicial de la curva de carga inicial, se hacen
corridas con el Juanac con el fin de obtener un despacho de las centrales, y a la
vez, determinar en qué nodos y centrales de regulación se producen vertimientos
de energía.
124
� Con el fin de determinar estos vertimientos, se compara el llenado inicial de la
curva de carga con los resultados obtenidos en el redespacho. Se verifica si se
cumple la siguiente condición:
Si Pjuanac < Pmanual Þ existe Vertimiento
donde:
Pjuanac : Potencia de central de regulación entregada por el redespacho
Pmanual : Potencia asignada a la central de regulación en llenado inicial de la
curva de carga.
� Cuando se detecta un vertimiento en un determinado bloque de carga, se hace un
traspaso de esa energía vertida al siguiente bloque en donde no se cumpla la
condición antes descrita. Esta operación se hace hasta que se verifique la no
existencia de vertimientos en los 4 primeros bloques de carga (en el 5º bloque se
puede producir vertimiento).
� Hecha la comparación, se determina un nuevo llenado de la curva de carga y se
hace un nuevo redespacho con Juanac. Este proceso es iterativo y termina cuando
se determina el llenado final de la curva de carga, en donde ya no se registran
vertimientos en los 4 primeros bloques. Corresponde al Caso Base no restringido.
6.2.2 Caso restringido
Obtenido el caso base no restringido, se realiza un nuevo redespacho con
el programa Juanac para todas las hidrologías, meses y bloques de carga
considerando restricciones de capacidad en algunos tramos en 220KV. Se concentró
125
el análisis en sólo algunos tramos del SIC identificados como problemáticos42 en la
zona entre Charrúa y Alto Jahuel, y en el norte del sistema. La Tabla 6.2 indica las
capacidades máximas que se consideraron para los tramos restringidos. Ellos son
valores aproximados a los utilizados en la actualidad por el CDEC-SIC en la
operación del sistema y responden a restricciones de estabilidad y seguridad del
sistema. Aunque estos valores pueden evolucionar en el tiempo, dependiendo de las
condiciones de operación futura, en este trabajo se los supuso constante, lo que
corresponde a una aproximación, suficiente para los efectos de esta investigación.
Tabla 6.2: Tramos del SIC en 220KV con restricciones de transmisión
TRAMO CAPACIDADMÁXIMA
IN OUT (MW)
Cardones Maitencillo 290
Pan de Azúcar San Isidro 350
San Isidro Polpaico 450
Alto Jahuel Ancoa 1150
Charrúa Ancoa 600
El modelo Juanac realiza el cálculo de los ingresos marginales (IM)
sobre cada tramo analizado, considerando el flujo de potencia que circula por la
línea, las pérdidas de transmisión de la misma, y los precios spot en cada uno de los
nodos del tramo. El cálculo de los ingresos marginales se realiza de acuerdo a lo
siguiente:
( )ijijjijiji
PspotFlujoPspotPerdFlujoIM ´-´-=,,,,
donde:
Flujo i,j : flujo de potencia en el tramo i-j
42Ver capítulo Nº5, punto 5.2.2
126
Perd i,j : pérdidas en el tramo i-j
Pspot i : precio spot en el nodo i
Pspot j : precio spot en el nodo j
En esta modelación el nodo i corresponde al nodo en el cual se realiza la
inyección de potencia, y el nodo j corresponde a aquel en donde se realiza el retiro de
la potencia. Los precios spot se diferencian no sólo por las pérdidas marginales, sino
que por la congestión que puede presentarse en el tramo i-j.
6.3 Resultados y Análisis de las Simulaciones
La información resultante de los flujos de potencia activa fue clasificada
en orden decreciente para cada uno de los cinco bloques de carga de los 12 meses
comprendidos en el estudio. De esta forma, fue posible apreciar con mayor claridad
la fracción de tiempo en que los flujos fluyen en un sentido u otro. Además, en las
simulaciones se trabajó con tres clases hidrológicas: húmeda, media y seca.
Por convención se consideró que los flujos tienen un signo o sentido
positivo cuando circulan desde el nodo definido como de entrada hasta el nodo
definido como de salida. Por ejemplo, para el tramo Charrúa-Ancoa, el flujo tiene
signo positivo si va desde el nodo Charrúa hasta el nodo Ancoa, y signo negativo si
va en sentido contrario.
De las simulaciones se determinó que los cinco tramos estudiados
alcanzaron los límites establecidos en distintas hidrologías, lo que se resume a
continuación.
127
Tabla 6.3: Congestión en tramos restringidos e hidrologías
TRAMO CAPACIDAD TRAMO
(MW)
HIDROLOGÍA
CON CONGESTIÓN
SENTIDO
FLUJO
Cardones � Maitencillo 290 Seca, Media, Húmeda Negativo
Pan de Azúcar - San Isidro 350 Seca, Media, Húmeda Negativo
San Isidro - Polpaico 450 Seca, Media, Húmeda Ambos
Alto Jahuel - Ancoa 1.150 Seca Negativo
Charrúa - Ancoa 600 Seca, Media, Húmeda Ambos
Como ya se ha explicado en los capítulos preliminares, si se comparan
los costos marginales entre el nodo de entrada y el de salida de un mismo tramo,
éstos se diferencian por las pérdidas marginales existentes en la línea. Sin embargo,
si ésta presenta saturación de la capacidad máxima transitable de potencia, los costos
agregan una componente adicional dada por la congestión en el tramo. De esta
forma, las diferencias que se presentan entre ambos nodos son mayores, dados los
costos por congestión de la línea. Económicamente, se produce un desacoplamiento
del sistema entre ambos extremos de la línea al existir costos marginales muy
distintos entre sí.
Por lo tanto, los costos marginales en cada nodo deben incluir costos
operacionales de generación y pérdidas eléctricas, así como también una componente
por congestión en la transmisión.
El impacto de la congestión en los distintos tramos se refleja básicamente
en los ingresos marginales percibidos por cada línea, ya que al existir saturación de
la misma, estos ingresos aumentan considerablemente durante el período en que
permanece activa esta restricción.
Las simulaciones realizadas permiten ilustrar el impacto de la congestión
en los cinco tramos del SIC estudiados. Los resultados se ilustrarán a continuación en
forma gráfica, ordenando los flujos de potencia de mayor a menor, con los ingresos
marginales graficados en el mismo orden de los flujos. Esto permite relacionar la
128
magnitud de los flujos con los valores de los ingresos marginales. Los resultados se
dividieron de acuerdo a su clase hidrológica con el fin de presentar resultados
característicos de cada una de ellas. Respecto de los resultados obtenidos para el caso
no restringido, éstos se usaron para realizar una comparación entre los dos casos
estudiados.
Con el objeto de comparar cuantitativamente los ingresos marginales
entre un caso y otro, se calculó para cada clase hidrológica y tramo los siguientes
valores: Ingreso Marginal Promedio Anual e Ingreso Marginal Promedio del Período
Congestionado. El primero de ellos es el promedio anual de los ingresos marginales
para todo el período de la simulación, es decir, los doce meses y cinco bloques de
carga en cada uno de ellos; y el segundo cálculo corresponde al ingreso promedio
que percibe el tramo solamente en las horas en que está saturado.
129
a) Tramo Cardones - Maitencillo
En las tres clases hidrológicas existen problemas de capacidad en el
tramo. Los ingresos marginales difieren bastante del caso en el que no existe
restricción de transmisión, ya que la diferencia alcanzada entre los ingresos
promedios anuales del caso restringido y caso no restringido son 19, 17 y 14 veces
mayores para la hidrología húmeda, media y seca, respectivamente. Evidentemente,
el ingreso promedio percibido en el período en que se presenta la congestión es aún
mayor que en el caso en que no hay problemas de este tipo.
Flujo Ca so re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Ca rdone s-Ma ite ncillo
-300
-200
-100
0
Ho ras
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo
0
5000
10000
15000
20000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujo Caso re stringido Hidro Media :
Tramo Ca rdone s-Ma ite ncillo
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Me dia :
Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo
0
5000
10000
15000
20000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujo Caso re stringido Hidro Seca :
Tramo Ca rdone s-Ma ite ncillo
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Seca :
Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo
0
5000
10000
15000
20000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Figura 6.3: Resultados tramo Cardones-Maitencillo
130
b) Tramo Pan de Azúcar - San Isidro
De acuerdo a los resultados, este tramo resulta ser uno de los conflictivos
del sistema, puesto que un porcentaje importante del año presenta problemas de
saturación de su capacidad de transmisión y además en todas sus clases hidrológicas.
Tomando en consideración solamente el período que permanece congestionado se
tiene que los ingresos promedio que percibe en las hidrologías húmeda, media y seca
son de 1.234(US$/Hr), 1.232(US$/Hr) y 1.213(US$/Hr) respectivamente. Estos
valores difieren de aquellos obtenidos para el caso sin restricción en
aproximadamente un 30%.
Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tramo Pan de Azúca r-San Isidro
-400
-300
-200
-100
0
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro
0
500
1000
1500
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :
Tramo Pan de Azúca r-San Isidro
-400
-300
-200
-100
0
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Me dia :
Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro
0
500
1000
1500
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Seca :
Tramo Pan de Azúca r-San Isidro
-400
-300
-200
-100
0
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Seca :
Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro
0
500
1000
1500
Horas
IM(U
S$/H
r)
Figura 6.4: Resultados tramo Pan de Azúcar-San Isidro
131
c) Tramo San Isidro - Polpaico
Este tramo también está congestionado una fracción importante del
tiempo, observándose saturación de la capacidad de la línea en ambos sentidos, lo
que indica un uso importante de este tramo en el sistema eléctrico. Las diferencias en
sus ingresos marginales entre el caso restringido y el caso sin limitaciones son
importantes para las tres clases hidrológicas estudiadas.
Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tramo San Isidro-Polpa ico
-600
-400
-200
0
200
400
600
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Sa n Isidro-Polpa ico
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :
Tramo San Isidro-Polpa ico
-600
-400
-200
0
200
400
600
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Me dia :
Tram o Sa n Isidro-Polpa ico
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Seca :
Tramo San Isidro-Polpa ico
-600
-400
-200
0
200
400
600
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Seca :
Tram o Sa n Isidro-Polpa ico
0
20000
40000
60000
80000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Figura 6.5: Resultados tramo San Isidro-Polpaico (las escalas del IM en las tres
hidrologías son distintas)
132
d) Tramo Alto Jahuel - Ancoa
Tanto para la hidrología húmeda como la media no se presentaron
problemas de saturación en el tramo, por lo que los ingresos marginales para las dos
hidrologías sólo reflejan las pérdidas marginales en el tramo, con valores promedios
anuales de 62(US$/Hr) y 90(US$/Hr) respectivamente. Sin embargo, para la
hidrología seca se presentaron problemas de congestión durante algunas horas y el
ingreso marginal creció significativamente para el período en que se mantuvo la
saturación. El ingreso marginal promedio para el período congestionado alcanzó un
valor de 13.390(US$/Hr), en contraposición con 268(US$/Hr) que corresponde al
valor promedio alcanzado en caso de no existir congestión.
IM Ca so re stringido Hidro Húm eda :
Tramo Alto Jahue l-Ancoa
0
50
100
150
200
250
300
Horas
IM(U
S$/H
r)
IM Caso re stringido Hidro Media :
Tram o Alto Jahue l-Ancoa
0
100
200
300
400
Ho ras
IM(U
S$/Hr)
IM Ca so re stringido Hidro Seca :
Tramo Alto Jahue l-Ancoa
0
5000
10000
15000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :
Tramo Alto Ja hue l-Ancoa
-1500
-1000
-500
0
500
Horas
Flu
jo(M
W)
Flujos Caso re stringido Hidro Seca :
Tram o Alto Ja hue l-Ancoa
-1500
-1000
-500
0
500
Horas
Flu
jo(M
W)
Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Alto Ja hue l-Ancoa
-1500
-1000
-500
0
500
Horas
Flu
jo(M
W)
Figura 6.6: Resultados tramo Alto Jahuel-Ancoa (la escala del IM en las tres
hidrologías es distinta)
133
e) Tramo Charrúa - Ancoa
En este tramo nuevamente hay congestión en las tres clases hidrológicas,
y el desacoplamiento económico del sistema es claro según se observa en los
gráficos. Los ingresos marginales promedio en las horas en que existe congestión son
de 6.325(US$/Hr), 6.671(US$/Hr) y 9.713(US$/Hr) para las hidrologías húmeda,
media y seca respectivamente. Estos ingresos difieren bastante si se comparan con
aquellos que se obtienen en caso de no existir limitaciones de capacidad. Los valores
que se obtuvieron para el caso no restringido según las mismas clases hidrológicas
fueron de 346(US$/Hr), 350(US$/Hr) y 455(US$/Hr) respectivamente.
Flujos Caso re stringido Hidro Húmeda :
Tramo Cha rrúa -Ancoa
-1000
-500
0
500
1000
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Húm eda :
Tram o Cha rrúa -Ancoa
0
5000
10000
15000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Media :
Tramo Cha rrúa -Ancoa
-1000
-500
0
500
1000
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Me dia :
Tram o Cha rrúa -Ancoa
0
10000
20000
30000
40000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Flujos Caso re stringido Hidro Se ca :
Tramo Cha rrúa -Ancoa
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
Horas
Flu
jo(M
W)
IM Caso re stringido Hidro Seca :
Tram o Cha rrúa -Ancoa
0
20000
40000
60000
80000
100000
Horas
IM(U
S$/H
r)
Figura 6.7: Resultados tramo Charrúa-Ancoa (la escala del IM en las tres
hidrologías es distinta)
134
Para ilustrar mejor los resultados, en la siguiente tabla se muestra el
Ingreso Marginal Promedio para el Período Congestionado en cada uno de los tramos
estudiados y de acuerdo a las tres clases hidrológicas. Se muestran los valores que se
obtuvieron para el caso congestionado y aquellos valores para el caso no
congestionado. En el caso no congestionado, se evaluaron los ingresos marginales en
las mismas horas en que se presentó congestión en el otro caso.
Tabla 6.4: Ingreso marginal promedio para el período congestionado
TRAMO HIDROLOGÍA CASO CONGESTIONADO
(US$/HR)
CASO SIN CONGESTIÓN
(US$/HR)
Cardones - Maitencillo Hum 18.329 247
Med 18.283 247
Sec 18.275 250
Pan de Azúcar - San Isidro Hum 1.234 957
Med 1.232 986
Sec 1.213 971
San Isidro - Polpaico Hum 15.162 323
Med 28.999 712
Sec 47.752 1.208
Alto Jahuel - Ancoa Hum No Hay Congestión
Med No Hay Congestión
Sec 13.390 268
Charrúa - Ancoa Hum 6.325 346
Med 6.671 350
Sec 9.713 455
135
En forma adicional, los resultados obtenidos para el Ingreso Marginal
Promedio Anual por tramo se presentan en la Tabla 6.5:
Tabla 6.5: Ingreso marginal promedio anual
TRAMO HIDROLOGÍA CASO CONGESTIONADO
(US$/HR)
CASO SIN CONGESTIÓN
(US$/HR)
Cardones - Maitencillo Húmeda 3.680 182
Media 3.676 200
Seca 3.613 238
Pan de Azúcar - San Isidro Húmeda 964 760
Media 789 644
Seca 619 519
San Isidro - Polpaico Húmeda 6.630 175
Media 9.544 283
Seca 15.922 455
Alto Jahuel - Ancoa Húmeda 62 127
Media 90 128
Seca 151 140
Charrúa - Ancoa Húmeda 1.493 181
Media 2.437 208
Seca 4.383 280
Como se observa en la dos tablas presentadas, la incidencia de la
congestión sobre los ingresos marginales por tramos es importante, y en tramos
como Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y San Isidro-Polpaico, la diferencia
entre el caso restringido y el no restringido supera ampliamente el ingreso marginal
que sólo considera las pérdidas en el caso no congestionado.
Por otro lado, al graficar las mismas diferencias en los ingresos
marginales entre el caso restringido y el caso no restringido, se puede observar más
claramente el efecto de la congestión en los distintos tramos estudiados. El
ordenamiento que se siguió en los gráficos fue el mismo que el adoptado para los
flujos de potencia para el caso restringido, es decir, los ingresos marginales de ambos
136
casos se ordenaron según el orden de los flujos del caso restringido y luego se
calculó la diferencia marginal entre estos dos valores.
Los resultados obtenidos para cada una de las clases hidrológicas
estudiadas, se muestran en las siguientes figuras43:
a) Tramo Cardones-Maitencillo
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro Húm e da , Tram o Ca rdone s-Ma ite n cil lo
-5000
0
5000
10000
15000
20000
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro Me dia , Tram o Ca rdon e s-M a ite n cil lo
-5000
0
5000
10000
15000
20000
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro S e ca , T ram o Ca rdon e s-Ma ite n ci l lo
-5000
0
5000
10000
15000
20000
Ho ras
US$/Hr
Figura 6.8: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Cardones-Maitencillo
43Prestar atención a la escala de unidades en el tramo Alto Jahuel - Ancoa.
137
b) Tramo Pan de Azúcar-San Isidro
Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido
Hidro Húmeda , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro
-400
-200
0
200
400
600
800
Ho ras
US$/Hr
Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido
Hidro M edia , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
Ho ras
US$/Hr
Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido
Hidro Seca , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
Ho ras
US$/Hr
Figura 6.9: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Pan de Azúcar-San Isidro
138
c) Tramo San Isidro-Polpaico
Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido
Hid ro Húm eda , Tram o Sa n Isidro -Po lpa ico
-10000
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido
Hid ro Me dia , T ram o San Isid ro-Polpa ico
-10000
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido
Hid ro S e ca , Tram o Sa n Isidro -Po lpa ico
-10000
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
Ho ras
US$/Hr
Figura 6.10: Diferencias de Ingresos Marginales tramo San Isidro-Polpaico
139
d) Tramo Alto Jahuel-Ancoa
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro Húm e da , Tram o A lto Ja h ue l -An coa
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro Me dia , Tram o A lto Ja h ue l -A ncoa
-300
-250
-200
-150
-100
-50
0
50
100
150
Ho ras
US$/Hr
Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido
Hidro S e ca , T ram o A lto Ja hu e l-A n coa
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Ho ras
US$/Hr
Figura 6.11: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Alto Jahuel-Ancoa
140
e) Tramo Charrúa-Ancoa
Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido
Hidro Húm eda , Tram o Cha rrúa -Ancoa
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Horas
US$/Hr
Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido
Hidro Húm eda , Tram o Cha rrúa -Ancoa
-2000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
Horas
US$/Hr
Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido
Hidro Se ca , Tram o Cha rrúa -Ancoa
-20000
0
20000
40000
60000
80000
100000
Horas
US$/Hr
Figura 6.12: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Charrúa-Ancoa
Luego de la evaluación cuantitativa del impacto de las restricciones de
transmisión sobre el SIC, es interesante comparar los valores de los ingresos
marginales del caso restringido con los valores del AVNR más el COYM44 de los
44 Los valores del AVNR más COYM, publicados por Transelec [29], están expresados
en dólares observados del 30/06/95, mientras que los IM están en dólares observados del 01/07/96.
Por tal razón, los AVNR más COYM han sido indexados al 01/07/96 tomando en cuenta el índice de
precios al consumidor (IPC) y la tasa de cambio (TC) del dólar observado a ese día.
141
tramos analizados en las simulaciones. La comparación realizada entre el IM y el
AVNR más COYM es importante de hacer con el fin de determinar el porcentaje
sobre los costos de transmisión que son cubiertos por los ingresos marginales.
Como ya se mencionó, la representación del sistema de transmisión
modelado en Juanac para el período 1999/2000 es un reflejo aproximado de la
realidad, no comprende ampliaciones que las empresas pudieran hacer con el fin de
minimizar los efectos producidos por la congestión prevista en las simulaciones ni
aquellas proyectadas por Transelec. Por lo tanto, la valorización del VNR que se
hace en este trabajo sólo corresponde a tramos del sistema de transmisión explotados
por Transelec al año 1995.
Como se explicara anteriormente, de las simulaciones se obtuvo para
cada tramo el Ingreso Marginal por hora para las 40 hidrologías, 12 meses y 5
bloques de carga considerados en este estudio. Para la obtención del IM total anual
por tramo, se hizo el siguiente cálculo:
8760876040
_
40
1
12
1
5
1
,,,
´
÷÷÷÷÷
ø
ö
ççççç
è
æ
´
´
=å å å
= = =hidro mes bloque
bloquemesbloquemeshidro
tramo
HorasIM
AnualIM
donde:
IM_Anual tramo: Ingreso marginal total anual de un tramo
específico (kUS$).
IM hidro,mes,bloque: Ingreso marginal de una hidrología, mes y bloque
de carga (US$/Hr).
142
Horas mes,bloque: Horas de un mes y bloque de carga45 (Hr).
Adicionalmente, y como se muestra en el próximo capítulo, se hizo el
cálculo de los Ingresos Marginales para cada una de las clases hidrológicas. Para
esto, se clasificó cada IM de acuerdo a su clase y la obtención del IM anual por
tramo y clase se realizó de acuerdo a la siguiente fórmula:
8760
8760
_1413
1
1413
1
12
1
5
1
,,,
,´
÷÷÷÷÷
ø
ö
ççççç
è
æ´
=
å
å å å
=
= = =
ó
clase
ó
clase mes bloque
bloquemesbloquemesclase
clasetramo
HorasIM
AnualIM
donde:
IM_Anual tramo,clase : Ingreso marginal total anual de un tramo y
clase hidrológica (kUS$).
IM clase,mes,bloque: Ingreso marginal de una clase hidrológica, mes y
bloque de carga (US$/Hr).
Horas mes,bloque: Horas de un mes y bloque de carga (Hr).
Es interesante poder separar en el Ingreso Marginal anual la fracción
producida por las pérdidas marginales y la fracción producida por la congestión en el
tramo analizado. Ante lo no disponibilidad en este trabajo de una herramienta que
realizara esta separación, se adoptó una simplificación muy gruesa al respecto
considerando como referencia el punto de operación del caso con congestión.
45Anualmente las horas consideradas en el estudio fue de 8760 horas.
143
Se analizó la magnitud de los flujos de potencia y, como se resumió en
los gráficos ya presentados, cuando se alcanza el límite en las líneas, el valor final de
los IM aumenta significativamente. Al instante previo de alcanzar los límites, el
valor de los IM es mucho menor que el valor bajo congestión, ya que sólo refleja las
pérdidas marginales. Por lo tanto, para separar ambos componentes se asoció el IM
por pérdidas a ese valor observado en el instante previo, y el IM por congestión se
calculó como la diferencia entre el IM total anual y el IM por pérdidas:
tramotramotramopérdidasAnualIMAnualIMcongestiónAnualIM __ _ -=
Como Juanac sólo calcula el valor total del IM anual por tramo, es
necesaria una herramienta que calcule el componente del IM producido por las
pérdidas, de forma de obtener resultados más certeros y precisos para cada uno de los
componentes.
En la Tabla 6.6 se resumen los valores del AVNR más COYM, el
Ingreso Marginal total anual por tramo (IM_Anualtramo), y los componentes por
pérdidas y congestión del IM obtenidos.
Tabla 6.6: Comparación entre AVNR más COYM e ingreso marginal
TRAMOS
CONGESTIONADOS
AVNR+COYM
(KUS$ ANUAL)
IM PÉRDIDAS
(KUS$ ANUAL)
IM CONGESTIÓN
(KUS$ ANUAL)
IM TOTAL
(KUS$ ANUAL)
Cardones-Maitencillo 2.107 1.521 30.515 32.036
Pan de Azúcar-San Isidro 8.506 3.896 3.031 6.927
San Isidro-Polpaico 1.813 710 92.757 93.466
Alto Jahuel-Ancoa 29.182 804 77 881
Charrúa-Ancoa 5.268 1.305 22.898 24.203
Como se observa, existen tres tramos en donde los ingresos marginales
son mayores que sus valorizaciones. La fracción del IM producida por la congestión
en los otros dos tramos es tan importante como aquella producida por las pérdidas.
144
En la Tabla 6.7 se indica la diferencia cuantitativa entre el AVNR más
COYM y el ingreso marginal obtenido por las simulaciones para el caso restringido:
Tabla 6.7: Diferencia entre AVNR+COYM e ingreso marginal
TRAMOS
CONGESTIONADOS
AVNR+COYM-IM TOTAL
(KUS$ ANUAL)
Cardones-Maitencillo -29.928
Pan de Azúcar-San Isidro 1.579
San Isidro-Polpaico -91.654
Alto Jahuel-Ancoa 28.302
Charrúa-Ancoa -18.935
Finalmente, en la Tabla 6.8, se determinó el porcentaje del AVNR más
COYM que es cubierto por el ingreso marginal:
Tabla 6.8: Porcentaje de IM sobre AVNR+COYM
TRAMOS
CONGESTIONADOS
IM PÉRDIDAS
(%)
IM CONGESTIÓN
(%)
IM TOTAL
(%)
Cardones-Maitencillo 72,2 1.448,0 1.520,1
Pan de Azúcar-San Isidro 45,8 35,6 81,4
San Isidro-Polpaico 39,2 5.117,8 5.156,9
Alto Jahuel-Ancoa 2,8 0,3 3,0
Charrúa-Ancoa 24,8 434,7 459,4
En los tramos Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y San Isidro-
Polpaico, el ingreso marginal percibido es muy alto y es equivalente al valor del
AVNR más COYM en 15, 4 y 51 veces, respectivamente.
Como ya fuera advertido, las simplificaciones y supuestos que se
adoptaron en este estudio pueden conducir a un despacho con soluciones no
necesariamente en el óptimo. Por ende, se debe tener cuidado en extrapolar las
conclusiones del estudio a la realidad futura del SIC.
145
VII. CONTRATOS POR CONGESTIÓN EN LA TRANSMISIÓN EN
EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL
Para la visualización y luego, la implementación de un modelo de
contratos por congestión, se necesita de un despacho que incluya los efectos de las
pérdidas y restricciones en el sistema de transmisión. Bajo este modelo, los
generadores reciben el precio spot en los nodos en los cuales están vendiendo su
energía, y este precio incluye los costos marginales de las pérdidas y restricciones,
según la modelación propuesta por Schweppe, y revisada en el segundo capítulo de
este trabajo. La tarificación en base a los costos de oportunidad, entrega los
elementos necesarios para acordar contratos bilaterales (entre generadores y clientes)
que distribuyan el riesgo asociado a las variaciones en los precios y proporcionen
certidumbre sobre las diferencia de los mismos.
Tomando como referencia esto, el modelo de contratos de transmisión
propuesto por Hogan y revisado en el capítulo Nº4, posee elementos claves como:
acceso a servicios esenciales, uso de la tarificación de costo marginal de corto plazo,
y protección económica proporcionada por los contratos de largo plazo.
En Chile se ha reconocido la existencia de fluctuaciones en los precios
spot, por lo que las empresas han optado por la formación de contratos de suministro
a un precio que se acuerda entre las partes, y en forma adicional, aquellas empresas
distribuidoras que tienen clientes regulados, compran la energía al precio de nudo.
Este sistema de contratos puede ser comparado con lo que en la modelación de
contratos de transmisión se ha llamado contratos de generación por diferencia, y que
constituyen un mecanismo de largo plazo para proteger a sus dueños de los riesgos
asociados a esta volatilidad. Es importante destacar que tanto en la modelación de
contratos de transmisión y el modelo chileno, las decisiones sobre el despacho
económico se hacen independientemente de lo que se establece en los contratos
financieros de largo plazo.
146
En este capítulo se trata en detalle el conjunto de contratos de largo plazo
por congestión, y se analizan los elementos necesarios para la implementación de
este modelo de contratos en el SIC, como los agentes que debieran participar, así
como las transacciones que están involucradas. Finalmente, se realiza un ejercicio
práctico de la implementación de estos contratos en el sistema chileno.
7. 1 Contratos por Transmisión de Largo plazo
En las siguientes secciones se describirá el modelo de contratos de
transmisión propuesto por Hogan, bajo el cual se agrupan dos tipos de contratos de
largo plazo: contratos de generación (CFD46) y de congestión en la transmisión
(TCC47). Se analizan los agentes que tienen participación en este conjunto de
contratos, así como las transacciones que se dan entre ellos. Paralelamente, se
destacan los elementos presentes en la modelación chilena que tienen características
semejantes a aquellos en la modelación de contratos de transmisión.
7.1.1 Contratos de generación, CFD
Dentro de la modelación de contratos de transmisión, el Poolco paga al
generador el precio de la energía que es suministrada por éste al mercado spot, y, por
otro lado, la vende a los consumidores al precio spot existente en ese nodo. Como en
el contrato se establece un precio fijo, cuando se produce una diferencia entre el
precio establecido en el contrato y el precio spot, se acuerda usar esta diferencia para
pagar al agente que está siendo perjudicado respecto del precio convenido en el
contrato. Aunque en el caso chileno, este tipo de contratos no funciona exactamente
como en el contrato por diferencias (CFD), el resultado neto es el mismo, ya que en
46 Contracts for Differences
47 Transmission Congestion Contracts
147
ambas modelaciones siempre se paga el precio establecido en el contrato.
De acuerdo al modelo de contratos de transmisión, si se establece un
contrato de generación por una cantidad Q, a un precio PC y el precio spot es PS, y
no existen problemas de congestión, se tiene:
Tabla 7.1: Contratos de generación de Largo Plazo, si PS>PC
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta al Pool QPS -QPS Compra al Pool
Generador paga
al consumidor (CFD)
-Q(PS-PC) Q(PS-PC) Consumidor recibe
del generador (CFD)
VENTA CONTRATOCFD QPC -QPC COMPRA CONTRATOCFD
Como se muestra en la Tabla 7.1, si el precio spot es superior al precio
del contrato, el generador debe usar estas ganancias para pagar la diferencia al
consumidor, y el resultado final de la venta se realiza de acuerdo al precio de
contrato.
Tabla 7.2: Contratos de generación de Largo Plazo, si PC>PS
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta al Pool QPS -QPS Compra al Pool
Generador recibe
del consumidor (CFD)
Q(PC-PS) -Q(PC-PS) Consumidor paga
al generador (CFD)
VENTA CONTRATOCDF QPC -QPC COMPRA CONTRATOCDF
Como se resume en la Tabla 7.2, si el precio spot es inferior al precio del
contrato, el consumidor usa los ahorros para pagar la diferencia al generador, y el
resultado neto de la compra es la cantidad contratada de potencia de acuerdo a su
148
precio.
Como se observa de las tablas, en ambos casos el resultado neto de las
transacciones con el pool y los agentes es siempre al precio establecido en el
contrato, resultado idéntico para el caso chileno, pero con la diferencia que en este
caso, las transacciones se realizan directamente entre las empresas contratantes y sin
la intervención del CDEC.
Sin embargo, como ya se mencionó, cuando se produce congestión en la
transmisión, el despacho económico da distintos precios de la operación de corto
plazo en los diferentes nodos del sistema, los cuales agregan el componente marginal
de la congestión. Si estos precios están basados en los costos de oportunidad, pueden
proporcionar incentivos para la realización de inversiones en la transmisión que
alivien la congestión y permitan la entrada de generadores de costo más bajo. Todos
los usuarios de la red influyen sobre las restricciones de transmisión y cada uno debe
hacer un pago parcial para compensar a quienes han adquirido el beneficio
económico de la red.
7.1.2 Contratos por congestión en la transmisión, TCC
Si se toma el mismo caso anterior y se agregan problemas de congestión,
se tienen dos precios spot diferentes para la región productora y la consumidora, es
decir: PS,Cons > PS,Gen, y el contrato de generación ya no es suficiente para compensar
las diferencias en los precios. Al igual que antes, el precio spot puede ser mayor o
menor que el precio establecido en el contrato de generación, y las transacciones que
se dan entre los generadores y consumidores tienen distintos efectos, como se puede
observar en las siguientes tablas:
149
Tabla 7.3: Contrato de generación de LP, si PS>PC
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta al Pool QPS,Gen -QPS,Cons Compra al Pool
Generador paga al
consumidor (CFD)
-Q(PS,Cons-PC) Q(PS,Cons-PC) Consumidor recibe del
generador (CFD)
VENTA CONTRATOCFD QPC-Q(PS,CONS-PS,GEN) -QPC COMPRA CONTRATOCFD
El contrato por diferencias no alcanza a cubrir las diferencias producidas
por la congestión, y el generador presenta un déficit equivalente a la diferencia en los
precios spot de cada nodo extremo de la línea congestionada.
Tabla 7.4: Contrato de generación de LP, si PC>PS
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta al Pool QPS,Gen -QPS,Cons Compra al Pool
Generador recibe del
consumidor (CFD)
Q(PC-PS,Gen) -Q(PC-PS,Gen) Consumidor paga a
generador (CFD)
VENTACONTRATOCFD QPC -QPC-Q(PS,CONS-PS,GEN) COMPRACONTRATOCFD
En este caso se observa que el consumidor se ve perjudicado por la
congestión y el CFD nuevamente no es suficiente para cubrir este tipo de situación.
Como ya se explicó en el capítulo cuarto, se requiere de un mecanismo
que cubra estas diferencias y que actúe en forma paralela a los CFDs. Hogan lo ha
denominado contrato por congestión en la transmisión (TCC) desde una localidad a
otra, y actúa de la forma que se muestra en las Tabla 7.5 y 7.6:
150
Tabla 7.5: Contratos de generación y transmisión de LP, si PS>PC
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta contrato CFD QPC-Q(PS,Cons-PS,Gen) -QPC Compra contrato CFD
Compensación a
generador según TCC
Q(PS,Cons-PS,Gen) - -
VENTA CONTRATOSCFD Y TCC QPC -QPC COMPRA CONTRATOCFD
Sin la existencia de estos contratos, el generador tendría un déficit. El
Poolco es el que recibe estos mayores ingresos, puesto que los generadores reciben
un precio menor del pagado por los consumidores, sin embargo, esta renta por
congestión debe ser distribuida entre aquellos agentes que adquirieron los beneficios
de los TCC, que en el caso presentado en la Tabla 7.5 correspondería al generador.
Tabla 7.6: Contratos de generación y transmisión de LP, si PC>PS
TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES
Venta Contrato CFD QPC -QPC-Q(PS,Cons-PS,Gen) Compra Contrato CFD
- - Q(PS,Cons-PS,Gen) Compensación a
consumidor según TCC
VENTA CONTRATOCFD QPC -QPC COMPRA CONTRATOS CFD Y TCC
En este caso es el consumidor el que presenta un déficit, y al establecer
un TCC con la empresa transmisora, éste tiene el derecho de recibir las mayores
rentas que se producen por la congestión. La combinación de los contratos de
generación y transmisión es necesaria para proteger a los participantes de las
variaciones en los precios y los riesgos que éstos conllevan.
En el caso chileno, no existe un modelo de contratos de transmisión que
cubra los mayores costos producidos por la congestión en el sistema de transmisión.
Dentro del SIC, el dueño del sistema de transmisión (Transelec) reconoce la
151
existencia de estos mayores costos a través de la comparación que hace la misma
empresa entre los denominados VIRT e IT. Existe un acuerdo establecido en los
contratos entre Transelec y las empresas generadoras, respecto de las diferencias que
surgen cuando se producen problemas.
Anualmente, la empresa transmisora ha propuesto realizar
reliquidaciones respecto del Ingreso Tarifario (IT) estimado a Precio de Nudo y la
recaudación realizada por Transelec a Costo Marginal (VIRT) en cada uno de los 12
meses del año, manteniendo la prorrata respectiva del tramo para cada empresa que
haga uso de la línea.
En caso de existir diferencias entre el IT descontado y el VIRT
recaudado, el que tiene el saldo positivo hace la devolución a la otra empresa
involucrada48. Si el VIRT es menor que el IT descontado, el generador debe hacer
una reliquidación a la empresa transmisora por la cantidad faltante, y viceversa en el
caso contrario. Estas diferencias se incrementan al existir congestión en las líneas de
transmisión, puesto que al producirse un desacoplamiento de la línea, el costo
marginal en el extremo receptor es muy alto y el del otro extremo es muy bajo, con
lo que se genera un VIRT que no tiene relación alguna con la diferencia de pérdidas
marginales, y su valor por lo tanto es muy alto. Al hacer las reliquidaciones
respectivas a los generadores, se está reconociendo implícitamente que son éstos
últimos los que están siendo perjudicados por las congestiones en las líneas y por lo
tanto deben recibir estos mayores costos por congestión.
48 Esta es una negociación entre las partes que no está especificada en la ley, pero que
podría estar incluida en el contrato de peajes
152
Sin embargo, esto podría ser punto de discusión si se consideran ciertos
aspectos como los siguientes:
- A la hora de determinar los responsables de tal congestión, no está claro
quienes deben recibir estos mayores ingresos y por ende, quienes deben
pagarlos. Por un lado, las empresas generadoras responsabilizan a la
empresa transmisora de manejar los límites de transmisión de sus líneas y
no hacer las inversiones necesarias para prever los problemas de
capacidad. Por otra parte, la empresa transmisora traspasa esta
responsabilidad como parte del riesgo propio de las empresas generadoras
(implícito en su negocio de generación).
- El DFL Nº1 establece que Transelec debe recibir únicamente el AVNR
más el COYM de sus instalaciones en caso de estar sometidas a peaje.
Por lo tanto, bajo este punto de vista, el IT constituye una forma de pago
marginalista de los generadores independiente de la aparición o no de
congestión en la líneas, el cual es complementado con el peaje.
- Actualmente se está discutiendo la posibilidad de implementar modelos
multinodales para el cálculo de los costos marginales, lo cual haría que el
VIRT se calcule en forma mucho más precisa reflejando todas las
operaciones reales del sistema, con hidrologías reales y otros factores
adicionales. Por otra parte, en el cálculo del Precio de Nudo la ley
reconoce sólo la existencia de pérdidas marginales. Por lo tanto, si se
implementan modelos multinodales la diferencia existente entre el VIRT
recaudado y el IT descontado se acrecentaría.
- También se podría dar el caso contrario, es decir, si se llegara a cambiar
en la ley la forma de cálculo de los precios de nudo, éstos al ser un
promedio en el tiempo de los costos marginales instantáneos, también
reconocerían el efecto de los mayores costos por congestión en el largo
153
plazo y por lo tanto, la diferencia entre IT a precio de nudo y el VIRT a
costo marginal sería muy pequeña (lo mismo que la reliquidación), y en
definitiva el IT constituiría una renta para el transmisor que está
incluyendo pérdidas marginales en las líneas y costos adicionales por
congestión. Esto último daría como resultado que los mayores costos por
restricciones en la líneas los reciba la empresa transmisora y sería un
efecto perverso para el sistema eléctrico en su conjunto.
Desde el punto de vista de Transelec, si se produce congestión es porque
se está dando la señal de que falta capacidad de generación local en la región
congestionada y no necesariamente refleja un problema del transmisor (puede ser
inconveniente para la empresa invertir en una nueva línea). Por lo tanto, se está
dando la señal de tomar medidas que eviten un alza de los costos en la zona
congestionada. La empresa transmisora traspasa esta responsabilidad a los
generadores, ya que son ellos los que poseen los compromisos de suministro con los
clientes, y de ahí la justificación de que la reliquidación del IT vaya dirigida a los
generadores (en caso de que el VIRT sea mayor).
Las señales económicas las deben recibir los actores adecuados con el fin
de crear los incentivos necesarios. En el sistema siempre hay lugares donde es más
barato aumentar la capacidad mediante transmisión que con generación local, y
donde es más conveniente comprar la electricidad que generarla, lo que corresponde
a una señal para la empresa transmisora. En otros casos, es la empresa generadora la
que establece contratos con la transmisora con el fin de que ella aumente la
capacidad de las líneas y de esta forma poder transportar su electricidad. La empresa
transmisora no tiene la obligación (por ley) de prestar servicios, por lo tanto la
generadora posee la decisión de aceptar las condiciones de la empresa transmisora o
bien crear su propio sistema de transmisión.
154
Como se observa, el tipo de ajuste entre el VIRT e IT no es claro en su
totalidad, y las señales de inversión tampoco son evidentes. Por lo tanto, sería
importante reconocer aquellos elementos en la modelación de los contratos de
transmisión que permitan alguna aplicabilidad en la modelación chilena.
7.2 Comparación entre el Modelo de Contratos de Transmisión y el
Modelo Chileno
De acuerdo a este modelo de contratos de transmisión, la completa
competitividad del mercado se puede lograr a través del libre acceso al pool y al
sistema interconectado, y que el operador del sistema maneje un sistema de contratos
de transmisión de largo plazo con el fin de proteger las inversiones de los distintos
usuarios de la red eléctrica.
Es importante poder identificar las elementos relevantes dentro de la
modelación propuesta y hacer un paralelismo con la situación actual en Chile. Esto
es fundamental a la hora de formular alguna metodología que tome en cuenta los
problemas de congestión y los valore económicamente.
En la siguiente tabla, se presentan aquellos elementos que se han
considerado importantes en ambas modelaciones, y los rasgos que caracterizan a
cada uno de ellos:
155
Tabla 7.7: Modelación de contratos de transmisión y modelación chilena
ELEMENTOS CONTRATOS DE TRANSMISIÓN MODELACIÓN CHILENA
COMPETENCIA Generación Competencia es posible Competencia es posible
Transmisión Libre acceso Libre acceso
MODELO DE POOL Operador central Existencia de un Poolco Existencia de los CDEC
Despacho económico Modelo multinodal
Independiente de los contratos
Modelo uninodal
Independiente de los contratos
Precios Spot Componentes por generación, pérdidas
y congestión
Componentes por generación y pérdidas por
factores de penalización.
No se incluye congestión en el largo plazo.
Ingresos El Poolco no recibe ingresos El CDEC no recibe ingresos
ESQUEMA DE
TARIFICACIÓN
Tarificación Marginal Ingreso por pérdidas marginales Ingreso por pérdidas marginales
Pago Adicional Venta de derechos de transmisión de LP
a través de TCC, y cargos adicionales
para cubrir costos de transmisión
Peajes
CONTRATOS DE
LARGO PLAZO
Mercado de energía Contrato por Diferencias (CFD)
entre consumidores y generadores
Contratos entre consumidores y generadores
Derechos de transmisión Contratos por Congestión en Transmisión (TCC)
entre empresas transmisoras y clientes
No existen TCC
Participación del Poolco Voluntaria en CFD
Necesaria en TCC
No hay intervención del CDEC
CONGESTIÓN Rentas por congestión Diferencia en los costos de congestión
entre dos nodos
Implícitamente incluidas en las diferencias
entre VIRT e IT
Recaudación Poolco hace la recaudación Acuerdo libremente establecido por Transelec
para reliquidar diferencias entre IT y VIRT
Asignación de rentas Asignaciones entre los dueños de TCC Asignaciones de acuerdo a prorratas
establecidas en peajes
15
5
156
Según se puede observar en la tabla, muchos elementos son comunes
entre ambas modelaciones, especialmente en lo concerniente al reconocimiento de un
mercado de electricidad competitivo y el libre acceso al sistema de transmisión para
promover esta competencia. Sin embargo, es claro que hay una deficiencia en la
modelación chilena en cuanto al tratamiento actual de los problemas de congestión.
Aunque, como se explicara en el capítulo Nº5, en un futuro se implementarán
modelos multinodales, aún no está claro como se tratarán los problemas de
congestión en el SIC.
7. 3 Aplicación del Modelo de Contratos de Transmisión en el SIC
A modo de ilustración de la aplicación del modelo de contratos de
transmisión en el SIC, se propone un ejercicio para los tramos estudiados. Para este
ejercicio, se analizan tres casos de asignación de contratos de transmisión: en el
primer caso se asigna el 100% de los derechos de transmisión, en el segundo caso
asigna el 75% de los derechos, y finalmente, en el tercer caso no se asignan los
derechos de transmisión sobre los tramos.
Para el ejercicio se supone que la cantidad máxima que se puede asignar
de los derechos de transmisión, corresponde a la capacidad máxima del tramo
congestionado49, es decir:
tramotramoMáximaCapacidadTCCMáximoVolumen =
Por otra parte, la empresa dueña del sistema de transmisión es la que
tiene el derecho de proporcionar los contratos de transmisión a las empresas que los
necesiten, a cambio de un cargo que representa el valor esperado de la congestión en
el período de estudio. Es decir,
49Límite de transmisión del tramo.
157
( )bm
cl b
bm
cl m b
bmcltramobmcltramo
bmcltramoHoras
Horas
pérdidasIMIM
TCCCar,14ó13
1
12
1m
5
1
,
14ó13
1
12
1
5
1
,,,,,,
,,,
go ´
-
=
å åå
å åå
= = =
= = =
donde:
Cargo TCCtramo,cl,m.b : Cargo por contratar un TCC en un tramo,
clase hidrológica, mes y bloque de carga (US$/Hr).
IMtramo,cl,m,b : Ingreso marginal total en un tramo, clase, mes y
bloque (US$/Hr).
IM pérdidastramo,cl,m,b : Ingreso marginal por pérdidas50 en un tramo,
clase hidrológica, mes y bloque de carga (US$/Hr).
Horasm,b : Horas en un mes y bloque de carga (Hr).
Las empresas que adquieren este tipo de contratos tienen el derecho a
recibir una compensación por la congestión que se produce en el tramo sobre el cual
se hizo el contrato y según la potencia fijada en el contrato.
En el ejercicio que se presenta, se muestran las transacciones y agentes
que están involucrados en el contrato. De esta forma, se distinguen tres agentes: las
empresas dueñas o no de los contratos de transmisión, la empresa transmisora que
50 La obtención del IM por pérdidas ya se fue explicado en el capítulo Nº6.
158
proporciona estos derechos y el operador del sistema correspondiente al CDEC. Las
transacciones que se producen entre estos participantes se bosquejan en la siguiente
tabla:
159
Tabla 7.8: Transacciones en un modelo de TCC adaptado al caso chileno
AGENTES TRANSACCIONES COMPONENTES
Transmisor Pagos a transmisor por parte del CDEC IM por pérdidas -
Pagos a transmisor por parte de empresas sin TCC Peajes -
Pagos a transmisor por parte de empresas con TCC Peajes % Cargos por TCC
CDEC Pagos a CDEC de parte de empresas sin TCC IM por pérdidas IM por congestión
Pagos a CDEC de parte de empresas con TCC IM por pérdidas IM por congestión
Pagos del CDEC a empresas sin TCC - -
Pagos del CDEC a empresas con TCC % Rebajas por TCC -
Pagos del CDEC a transmisor IM por pérdidas -
Empresas con TCC Pagos a empresas de parte del CDEC % Rebajas por TCC -
Pagos de las empresas al CDEC IM por pérdidas IM por congestión
Pagos de las empresas al transmisor Peajes % Cargos por TCC
Empresas sin TCC Pagos a empresas de parte del CDEC - -
Pagos de las empresas al CDEC IM por pérdidas IM por congestión
Pagos de las empresas al transmisor Peajes -
15
9
160
El ejercicio de simulación de los contratos de transmisión se realizará en
términos genéricos, identificando empresas generadoras con contratos y sin
contratos, pero sin relacionar las empresas generadoras reales del SIC. No es posible
simular identificando las empresas reales por no poseer información espacial de las
generadoras que realizan retiros en los nodos del SIC; y por lo tanto, no es posible
determinar por empresa la proporción en que debieran ser asignados los derechos de
transmisión. Sólo se puede determinar un porcentaje total de la asignación de los
contratos de transmisión.
Los porcentajes que se señalan en la Tabla 7.8, corresponde a la fracción
de TCC que se asignó a las empresas contratantes. Luego, las rebajas y cargos que se
acuerdan en los contratos de transmisión se hacen de acuerdo a este mismo
porcentaje.
Para el ejercicio se supone que la empresa transmisora recibe sólo los
ingresos marginales provenientes de las pérdidas que se producen en los tramos, y
que mediante cargos adicionales recobra el valor del AVNR más COYM de cada uno
de los tramos desde las empresas que hacen uso de su sistema de transmisión, sean
éstas dueñas o no de los derechos de un TCC. Es decir:
COYMAVNR
Peajes
TCCCargopérdidasIMNetanTransacció
empresasde
empresasdeCDECdeTransmisor
+=
+
+=
%
El CDEC debe hacer la valorización de las inyecciones y retiros en cada
uno de los nodos del sistema y traspasar aquella fracción a la empresa transmisora
que corresponde a los ingresos marginales por pérdidas. Si existen empresas que
hayan contratado TCC, el CDEC debe pagarles la rebaja que se acordó en los
contratos de transmisión. En este ejercicio se supone que en caso de no ser asignados
la totalidad de los derechos de TCC a las empresas, el CDEC es el ente que recibe las
diferencias que se producen por la congestión en los tramos y en la proporción que
161
no fueron contratados. Es decir,
empresasatransmisora
empresasdeempresasdeCDEC
TCCRebajapérdidasIM
congestiónIMpérdidasIMNetanTransacció
%
--
+=
Finalmente, las empresas que no son dueñas de los TCC deben pagar la
totalidad de los ingresos marginales, así como también, no deben cancelar cargos
adicionales por la posesión de los TCC, pero asumen los riesgos propios de la
congestión. Esto significa, que deben asumir los mayores costos que se producen por
efecto de la congestión. Por otro lado, aquellas empresas que contratan los TCC,
deben pagar los ingresos marginales, los cargos por los derechos de los TCC y los
peajes que cubren los costos de la empresa transmisora. Sin embargo, hay que
destacar que estas empresas deben recibir la compensación por los mayores costos
que se producen por la congestión en la proporción que fue hecha la asignación de
los TCC, y el pago de los peajes debe corresponder al valor del AVNR+COYM
menos el ingreso marginal por pérdidas y los cargos por los TCC. Es decir,
transmisora
Cdtransmisora
CaCaempresas
Peajes
TCCRebajaTCC Cargo
congestiónIMpérdidasIMNetanTransacció
DECe
DECDEC
% %
-
+-
--=
Los resultados que se obtuvieron para los tres casos de asignación de los
TCC se muestran en las siguientes tablas, y se han dividido de acuerdo a las
transacciones que realizan las empresas que participan en los contratos de
transmisión, las transacciones del CDEC y las de la empresa transmisora. Primero se
muestra el caso para una asignación del 100% de los TCC, luego el caso de la
asignación del 75% y finalmente, el caso extremo de la no contratación de los
derechos por parte de las empresas.
162
Tabla 7.9: Datos de ejemplo numérico
TRAMOS AVNR+COYM
(KUS$)
VOLUMEN MÁXIMO
TCC (MW)
IM PÉRDIDAS
(US$/HR)
HIDROLOGÍA ¿EXISTECONGESTIÓN? CARGO TCC
(US$/HR)
Cardones-Maitencillo 2107 290 213 Seca Sí 3516
Media Sí 3507
Húmeda Sí 3426
Pan de Azúcar-San Isidro 8506 350 650 Seca Sí 255
Media Sí 349
Húmeda Sí 434
San Isidro-Polpaico 1813 450 125 Seca Sí 15834
Media Sí 9467
Húmeda Sí 6551
Ancoa-Alto Jahuel 29182 1150 240 Seca Sí 27
Media No 0
Húmeda No 0
Charrúa-Ancoa 5268 600 300 Seca Sí 4193
Media Sí 2288
Húmeda Sí 1386
16
2
163
Tabla 7.10: Transacciones de empresas con una asignación del 100% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS
ALCDEC
PAGOS A LAS EMPRESAS
DE PARTE DELCDEC
PAGOS DE LAS EMPRESAS
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+0% IM CONG.
Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 30797 -30797 30133 -2107
Media -1482 -30719 30719 -30719 30094 -2107
Húmeda -1641 -30012 30012 -30012 29545 -2107
Promedio -1521 -30515 30515 -30515 -29928 -2107
Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 2235 -2235 -3083 -8506
Media -3859 -3053 3053 -3053 -1595 -8506
Húmeda -4644 -3804 3804 -3804 -59 -8506
Promedio -3896 -3031 3031 -3031 -1579 -8506
San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 138707 -138707 137663 -1813
Media -672 -82932 82932 -82932 81791 -1813
Húmeda -692 -57387 57387 -57387 56268 -1813
Promedio -710 -92757 92757 -92757 91654 -1813
Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 237 -237 -27863 -29182
Media -785 0 0 0 -28398 -29182
Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182
Promedio -804 -77 77 -77 -28302 -29182
Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 36734 -36734 33128 -5268
Media -1310 -20041 20041 -20041 16083 -5268
Húmeda -942 -12141 12141 -12141 7814 -5268
Promedio -1305 -22899 22899 -22899 18935 -5268
16
3
164
Tabla 7.11: Transacciones de CDEC con una asignación del 100% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC
DE PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOS DELCDEC
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOS DELCDEC
A EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 0% IM CONGESTIÓN
Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 -30797 0
Media 1482 30719 -1482 -30719 0
Húmeda 1641 30012 -1641 -30012 0
Promedio 1521 30515 -1521 -30515 0
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 -2235 0
Media 3859 3053 -3859 -3053 0
Húmeda 4644 3804 -4644 -3804 0
Promedio 3896 3031 -3896 -3031 0
San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -768 -138707 0
Media 672 82932 -672 -82932 0
Húmeda 692 57387 -692 -57387 0
Promedio 710 92757 -710 -92757 0
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 -237 0
Media 785 0 -785 0 0
Húmeda 546 0 -546 0 0
Promedio 804 77 -804 -77 0
Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 -36734 0
Media 1310 20041 -1310 -20041 0
Húmeda 942 12141 -942 -12141 0
Promedio 1305 22898 -1305 -22898 0
16
4
165
Tabla 7.12: Transacciones de transmisor con una asignación del 100% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DELCDEC
PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM
Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -30133 2107
Media 1482 30719 -30094 2107
Húmeda 1641 30012 -29545 2107
Promedio 1521 30515 -29928 2107
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 3083 8506
Media 3859 3053 1595 8506
Húmeda 4644 3804 59 8506
Promedio 3896 3031 1579 8506
San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -137663 1813
Media 672 82931 -81791 1813
Húmeda 692 57387 -56267 1813
Promedio 710 92757 -91654 1813
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 27863 29182
Media 785 0 28398 29182
Húmeda 546 0 28637 29182
Promedio 804 77 28302 29182
Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -33128 5268
Media 1310 20041 -16083 5268
Húmeda 942 12141 -7814 5268
Promedio 1305 22899 -18935 5268
16
5
166
Si se asigna el 100% de los derechos por los contratos por congestión en
la transmisión, las empresas no pagan los mayores costos que se producen por efecto
de las restricciones en los tramos del SIC, y sus pagos netos igualan el valor del
AVNR más COYM de los tramos. En el caso del CDEC, este agente independiente
no recibe ingresos, ya que las compensaciones que hace a las empresas dueñas de los
TCC equivale al 100% de los ingresos marginales provenientes de la congestión. Y
por otro lado, como ya se explicó en un comienzo, en este ejemplo se supone que la
empresa transmisora debería recibir únicamente aquellos ingresos provenientes de
las pérdidas, y un cargo adicional que cubre las diferencias del AVNR más COYM
de cada uno de los tramos analizados. Este cargo adicional corresponde a la suma de
los peajes y los cargos por los TCC que son cobrados a las empresas dueñas de los
contratos.
167
Tabla 7.13: Transacciones de empresas con una asignación del 75% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS
ALCDEC
PAGOS A LAS EMPRESAS
DE PARTE DELCDEC
PAGOS DE LAS EMPRESAS
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+25% IM CONG.
Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 23098 -23098 22433 -9807
Media -1482 -30719 23039 -23039 22414 -9787
Húmeda -1641 -30012 22509 -22509 22042 -9610
Promedio -1521 -30515 22886 -22886 22300 -9736
Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 1676 -1676 -3642 -9065
Media -3859 -3053 2289 -2289 -2358 -9269
Húmeda -4644 -3804 2853 -2853 -1010 -9457
Promedio -3896 -3031 2273 -2273 -2337 -9264
San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 104030 -104030 102986 -36489
Media -672 -82932 62199 -62199 61058 -22545
Húmeda -692 -57387 43041 -43041 41920 -16159
Promedio -710 -92757 69567 -69567 68465 -25002
Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 178 -178 -27923 -29242
Media -785 0 0 0 -28398 -29182
Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182
Promedio -804 -77 58 -58 -28321 -29202
Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 27551 -27551 23944 -14452
Media -1310 -20041 15031 -15031 11072 -10278
Húmeda -942 -12141 9105 -9105 4779 -8303
Promedio -1305 -22899 17174 -17174 13211 -10993
16
7
168
Tabla 7.14: Transacciones de CDEC con una asignación del 75% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC
DE PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOS DELCDEC
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOS DELCDEC
A EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 25% IM CONGESTIÓN
Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 -23098 7699
Media 1482 30719 -1482 -23039 7680
Húmeda 1641 30012 -1641 -22509 7503
Promedio 1521 30515 -1521 -22886 7629
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 -1676 559
Media 3859 3053 -3859 -2289 763
Húmeda 4644 3804 -4644 -2853 951
Promedio 3896 3031 -3896 -2273 758
San Isidro-Polpaico Seca 768 138706 -768 -104030 34677
Media 672 82932 -672 -62199 20733
Húmeda 692 57387 -692 -43041 14347
Promedio 710 92757 -710 -69567 23189
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 -178 59
Media 785 0 -785 0 0
Húmeda 546 0 -546 0 0
Promedio 804 77 -804 -58 19
Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 -27551 9184
Media 1310 20041 -1310 -15031 5010
Húmeda 942 12141 -942 -9105 3035
Promedio 1305 22898 -1305 -17174 5725
16
8
169
Tabla 7.15: Transacciones de transmisor con una asignación del 75% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DELCDEC
PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM
Cardones-Maitencillo Seca 1443 23098 -22433 2107
Media 1482 23039 -22414 2107
Húmeda 1641 22509 -22042 2107
Promedio 1521 22886 -22300 2107
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 1676 3642 8506
Media 3859 2289 2358 8506
Húmeda 4644 2853 1010 8506
Promedio 3896 2273 2337 8506
San Isidro-Polpaico Seca 768 104030 -102986 1813
Media 672 62199 -61058 1813
Húmeda 692 43041 -41920 1813
Promedio 710 69567 -68465 1813
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 178 27923 29182
Media 785 0 28398 29182
Húmeda 546 0 28637 29182
Promedio 804 58 28321 29182
Charrúa-Ancoa Seca 1662 27551 -23944 5268
Media 1310 15031 -11072 5268
Húmeda 942 9105 -4779 5268
Promedio 1305 17174 -13211 5268
16
9
170
En la ilustración de este caso, al asignar un 75% de los derechos por los
contratos de transmisión, las empresas pagan un 25% de los ingresos marginales que
se producen por efecto de las restricciones de transmisión sobre SIC, y sus pagos
netos son mayores que el valor del AVNR más COYM de cada uno de los tramos.
Por su parte, los ingresos netos del CDEC ya no son nulos, ya que las
compensaciones que debe hacer a las empresas dueñas de los TCC es igual al 75%
de los ingresos marginales provenientes de la congestión, y el 25% no es asignado a
ninguna empresa. Finalmente, la empresa transmisora siempre recibe el valor del
AVNR más COYM de sus instalaciones, aunque la composición de sus elementos
cambió respecto del caso con una asignación del 100%, ya que los cargos por los
TCC disminuyen y los peajes cobrados aumentan. Los ingresos marginales por las
pérdidas en los tramos se mantienen constantes.
171
Tabla 7.16: Transacciones de empresas con una asignación del 0% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS
ALCDEC
PAGOS A LAS EMPRESAS
DE PARTE DELCDEC
PAGOS DE LAS EMPRESAS
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+100% IM CONG.
Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 0 0 -665 -32905
Media -1482 -30719 0 0 -625 -32827
Húmeda -1641 -30012 0 0 -467 -32120
Promedio -1521 -30515 0 0 -587 -32622
Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 0 0 -5318 -10741
Media -3859 -3053 0 0 -4647 -11559
Húmeda -4644 -3804 0 0 -3862 -12310
Promedio -3896 -3031 0 0 -4610 -11537
San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 0 0 -1044 -140519
Media -672 -82932 0 0 -1141 -84744
Húmeda -692 -57387 0 0 -1120 -59200
Promedio -710 -92757 0 0 -1103 -94569
Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 0 0 -28100 -29419
Media -785 0 0 0 -28398 -29182
Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182
Promedio -804 -77 0 0 -28379 -29259
Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 0 0 -3606 -42002
Media -1310 -20041 0 0 -3958 -25309
Húmeda -942 -12141 0 0 -4326 -17409
Promedio -1305 -22899 0 0 -3963 -28167
17
1
172
Tabla 7.17: Transacciones de CDEC con una asignación del 0% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC
DE PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOS DELCDEC
A EMPRESA TRANSMISORA
PAGOS DELCDEC
A EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 100% IM CONGESTIÓN
Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 0 30797
Media 1482 30719 -1482 0 30719
Húmeda 1641 30012 -1641 0 30012
Promedio 1521 30515 -1521 0 30515
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 0 2235
Media 3859 3053 -3859 0 3053
Húmeda 4644 3804 -4644 0 3804
Promedio 3896 3031 -3896 0 3031
San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -768 0 138707
Media 672 82932 -672 0 82932
Húmeda 692 57387 -692 0 57387
Promedio 710 92757 -710 0 92757
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 0 237
Media 785 0 -785 0 0
Húmeda 546 0 -546 0 0
Promedio 804 77 -804 0 77
Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 0 36734
Media 1310 20041 -1310 0 20041
Húmeda 942 12141 -942 0 12141
Promedio 1305 22898 -1305 0 22898
17
2
173
Tabla 7.18: Transacciones de transmisor con una asignación del 0% (kUS$)
TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DELCDEC
PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA
POR PARTE DE LAS EMPRESAS
PAGOSNETOS
IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM
Cardones-Maitencillo Seca 1443 0 665 2107
Media 1482 0 625 2107
Húmeda 1641 0 467 2107
Promedio 1521 0 587 2107
Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 0 5318 8506
Media 3859 0 4647 8506
Húmeda 4644 0 3862 8506
Promedio 3896 0 4610 8506
San Isidro-Polpaico Seca 768 0 1044 18123
Media 672 0 1141 18123
Húmeda 692 0 1120 18123
Promedio 710 0 1103 1813
Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 0 28100 29182
Media 785 0 28398 29182
Húmeda 54 0 28637 29182
Promedio 804 0 28379 29182
Charrúa-Ancoa Seca 1662 0 3606 5268
Media 1310 0 3958 5268
Húmeda 942 0 4326 5268
Promedio 1305 0 3963 5268
17
3
174
En este último caso, al no asignar los derechos por los contratos de
transmisión a ninguna empresa, éstas se ven obligadas a pagar el 100% de los
ingresos marginales que se producen por la congestión, y sus pagos netos son muy
superiores a los valores del AVNR más COYM de cada uno de los tramos.
Como consecuencia de lo anterior, los ingresos netos del CDEC tampoco
son nulos, ya que no realiza compensaciones a las empresas por las restricciones de
transmisión, y por lo tanto, los ingresos que recibe son iguales al 100% de los
ingresos marginales provenientes de la congestión.
Por otra parte, la empresa transmisora recibe el valor del AVNR más
COYM de sus instalaciones, valor que es cubierto por los ingresos marginales por
pérdidas y los peajes que las empresas deben cancelar por el uso del sistema de
transmisión.
7.4 Conceptos Relevantes de los Contratos de Transmisión sobre el SIC
A lo largo de este capítulo se ha visto que la implementación de un
modelo de contratos de transmisión sobre un sistema eléctrico, involucra la
participación activa de empresas generadoras y sus clientes, empresas de transmisión
y el operador central del sistema. Para el funcionamiento de este tipo de modelos se
necesita el libre acceso al sistema de transmisión y, por lo tanto, la abierta
competencia en aquellos sectores donde sea posible. Adicionalmente, este modelo
reconoce los mayores costos que son producidos por los problemas de congestión en
la transmisión, y requiere de un modelo de precios que incluya este componente.
Específicamente, la simulación de este conjunto de contratos en el SIC se
ha realizado en base a los precios spot entregados por el modelo Juanac, herramienta
que permite reflejar el impacto de la congestión sobre los ingresos marginales por
tramo.
175
Los contratos de suministro acordados en un precio no son suficientes
para proteger a los agentes del mercado de estos mayores costos, por lo que se
necesita de otro tipo de contratos que trate los problemas de congestión. Por tal
razón, se ha formulado la implementación complementaria de los contratos por
congestión en la transmisión, aprovechando los elementos comunes que presenta con
la modelación chilena.
A modo muy general, las transacciones que tienen lugar en el SIC con
este tipo de contratos son las siguientes:
� La empresa transmisora tiene la facultad de establecer los contratos de
transmisión.
� La empresa transmisora debe especificar el volumen de derechos de transmisión
a ser contratados, y la asignación individual por empresa51.
� El contrato de un TCC involucra el cobro de un cargo por parte del transmisor a
las empresas contratantes en la proporción en que éstas hacen uso de los derechos
de transmisión.
� Las empresas no contratantes asumen los riesgos económicos implícitos de la
congestión.
� Las empresas contratantes reciben una compensación (rebaja por TCC) que las
protege de los mayores costos producidos por la congestión.
� Las empresas (contratantes o no) deben cancelar al CDEC los ingresos
marginales totales (pérdidas más congestión) por cada uno de los tramos
utilizados del sistema de transmisión.
51No realizada en la simulación de contratos de transmisión en el SIC.
176
� El CDEC establece las cantidades totales del ingreso marginal que deben
entregar las empresas.
� El CDEC entrega del ingreso marginal recaudado producido por las pérdidas a la
empresa transmisora, para cubrir parte de los costos de transmisión.
� El CDEC es el organismo que entrega las rebajas a las empresas contratantes.
Las ventajas que presenta la implementación de este modelo de contratos
en el SIC, radican principalmente en el tratamiento económico que se da a la
congestión. Cabe destacar además:
- Uso de precios spot que reflejan costos operacionales y costos adicionales
producidos por congestión.
- Definición de los contratos en términos únicamente económicos, es decir,
diferencia cuantitativa de los precios entre dos nodos.
- No existen incentivos perversos para la empresa transmisora, ya que sólo
recibe los ingresos marginales producidos por las pérdidas y cargos
adicionales para cubrir los costos totales de transmisión.
- La intervención directa de un organismo central e independiente, en este
caso el CDEC, permite claridad y transparencia en las transacciones
económicas.
- Las empresas participantes en el mercado eléctrico asumen
individualmente los riesgos asociados a la congestión. Las empresas que
puedan sentirse perjudicadas, tiene la posibilidad de adquirir este tipo de
contratos.
177
VIII. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS
Como se ha visto en este trabajo, la legislación chilena promueve la
competencia en los sectores donde es posible como el sector de generación, y
asegura un libre acceso al sistema de transmisión, esencial para lograr esta
competitividad. Sin embargo, hay temas que aún falta estudiar para poder definir
adecuadamente políticas que conduzcan a la eficiencia dentro del mercado eléctrico
chileno. Tal es el caso de los problemas de congestión de transmisión que se han
investigado a lo largo de esta tesis, y cuya influencia recae directamente sobre los
agentes participantes del mercado eléctrico.
El objetivo inicial de evaluar cuantitativa y cualitativamente el efecto de
la congestión en el SIC, ha permitido a grandes rasgos:
� Identificar tramos críticos del sistema de transmisión para el período en estudio.
� Demostrar gráficamente, a través de los ingresos marginales de esos tramos, los
mayores costos asociados a la congestión.
� Ilustrar las transacciones y agentes que actúan en la implementación de un
modelo de contratos de transmisión, que trata económicamente el problema de la
congestión.
En las siguientes secciones se detallan las conclusiones generales de esta
investigación, los elementos más importantes requeridas en la implementación de un
modelo de contratos de transmisión, los puntos en los hay que seguir trabajando en el
futuro para el logro de mejores resultados y algunas recomendaciones propuestas en
este trabajo al momento de adoptar algún modelo de contratos.
178
8.1 Conclusiones Generales
En forma general, de este trabajo de investigación se pueden obtener
conclusiones en dos grandes niveles: impacto de las restricciones de transmisión
sobre el SIC, e implementación de contratos de transmisión en el SIC. Cada una de
ellas se detalla en los siguientes puntos.
8.1.1 Restricciones de transmisión sobre el SIC
Según fue advertido en el capítulo Nº6, dada la adopción de una serie de
simplificaciones y supuestos en los estudios realizados en este trabajo, se debe tener
cuidado en extrapolar las conclusiones de las simulaciones a la realidad futura del
SIC.
De los resultados entregados por las simulaciones, es posible anticipar un
fuerte impacto de las restricciones del sistema de transmisión sobre el SIC. Para el
período en estudio las simulaciones indican que existirían, de no mediar acciones
correctivas, tramos con problemas de capacidad de transmisión. Los resultados
arrojados por las simulaciones demuestran que en cada uno de ellos se alcanzará el
límite máximo establecido para la transmisión de potencia activa en algunas de las
clases hidrológicas. Además, en algunos tramos, estos límites se alcanzan para flujos
en ambos sentidos indicando que esa línea está constantemente en uso, puesto que las
transferencias de potencia se producen desde un nodo a otro y viceversa.
Es importante destacar, que en tramos como Alto Jahuel-Ancoa la
congestión resultante en las simulaciones se presentó por períodos cortos de tiempo.
Sin embargo, en otros tramos como Charrúa-Ancoa, Pan de Azúcar-San Isidro y San
Isidro-Polpaico la congestión alcanzó un porcentaje importante de tiempo.
Los resultados expresados a través de los ingresos marginales recaudados
para cada uno de los tramos, grafican el impacto económico que las restricciones de
transmisión originarían en las rentas sobre las líneas. El sistema se desacopla
179
económicamente en dos subsistemas eléctricos, cada uno de ellos con costos
marginales muy diferentes entre sí (una zona con costos bajos y otra con costos
altos). Como se explicó en el capítulo Nº3, esta diferencia no solamente representa
las pérdidas que se producen en las líneas del sistema, sino que refleja los mayores
costos que se producen por efecto de la congestión y la necesidad de usar generación
más cara para satisfacer los requerimientos de consumo en las zonas deficitarias.
Esto último genera gran controversia a la hora de determinar los agentes
del mercado eléctrico que deben recibir estos mayores ingresos: empresas
generadoras, dueños del sistema de transmisión o consumidores.
Al hacer la comparación entre los ingresos marginales y los valores del
AVNR más COYM de los tramos analizados, se observan claramente los costos que
produce la congestión. En los cinco tramos, los ingresos marginales percibidos son
muy altos y cubren un gran porcentaje de los costos incurridos en la transmisión, y
en la mayoría de los casos, el IM supera ampliamente la valorización de los tramos
estudiados.
El componente marginal producido por la congestión llega a ser igual o
más importante que el componente por pérdidas en los ingresos marginales. Sin
embargo, estos mayores ingresos no deben ser usados para financiar el sistema de
transmisión. Como se observa en los tramos Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y
San Isidro-Polpaico, el IM es mucho mayor que su AVNR más COYM, por lo que es
evidente que el sistema de transmisión no puede ser financiado tomando en
consideración los ingresos marginales por congestión.
A la vista de los resultados obtenidos de los estudios, se concluye que el
diseño del mercado eléctrico debiera tomar en cuenta, además de las pérdidas en la
red, las restricciones presentes en el sistema de transmisión chileno.
180
8.1.2 Contratos de transmisión en el SIC
Las simulaciones efectuadas en el capítulo Nº6 indican la gran diferencia
en los ingresos marginales en un caso con restricciones y otro sin congestión. Por lo
tanto, es clara la necesidad de cubrir las diferencias que surgen en los precios spot en
los distintos nodos del sistema. En el cuarto capítulo de esta investigación, se
presentaron una serie de instrumentos financieros que tratan el tema de la congestión
básicamente de dos formas: en términos físicos y en términos económicos. Sin
embargo, el modelo denominado contratos de transmisión presenta características
semejantes con algunos elementos de la modelación actual chilena, por lo que se
tomó este modelo como base para la realización de un ejercicio práctico de
implementación en el Sistema Interconectado Central.
Como ya fuera mencionado, para la determinación de los costos de
transmisión de corto plazo, este modelo debe emplear un modelo de despacho
económico que incluya explícitamente el efecto de las pérdidas marginales y el
efecto de la congestión en los distintos tramos del sistema de transmisión. Para el
caso concreto de la tesis se empleó el modelo de programación multinodal Juanac, el
cual incluye estos componentes en la determinación de los precios spot.
La implementación de los contratos de transmisión en el SIC presenta la
gran ventaja de dar un tratamiento económico al problema de congestión. Además, el
uso de los precios spot para cada nodo promueve la eficiencia económica en el corto
plazo y entrega las señales adecuadas a las integrantes del mercado eléctrico. Y la
intervención directa de un ente central, como el CDEC, permite claridad y
transparencia en las transacciones económicas.
181
8.2 Elementos Claves de la Modelación de Contratos de Transmisión y
Desarrollos Futuros
Como se puede observar del ejemplo presentado en el capítulo Nº7, en la
implementación de este modelo sobre un mercado eléctrico es fundamental el
reconocimiento de algunos elementos claves y el rol que juegan dentro de esta
modelación:
� Operador del sistema (CDEC). Este organismo tiene los medios para
implementar un régimen de tarificación que apoye un mercado competitivo, y la
clave radica en como el operador realiza los balances en el sistema eléctrico, los
ajustes por restricciones en la transmisión y los cargos por el uso del sistema de
transmisión. En resumen debe coordinar adecuadamente el mercado de la
transmisión y energía.
� Tarificación en base a costo marginal (Precios Spot). El despacho óptimo del
sistema determina los precios del mercado, en donde los consumidores pagan
este precio al pool por la energía que toman desde el mercado spot, y los
generadores en cambio reciben este precio por la energía que suministran.
� Derechos de transmisión. Es necesario establecer una clara definición de los
derechos de transmisión y el proceso de asignación debe compensar a los dueños
del sistema de transmisión por el uso que no hubieran hecho de esos derechos, y
cargar a otros agentes por el uso que hubieran hecho del sistema.
� Interpretación económica de los derechos de transmisión. La interpretación
económica se basa en el establecimiento de contratos financieros por congestión
en la transmisión. De esta forma, el dueño del contrato recibe el precio basado en
el costo de oportunidad de la congestión entre distintos nodos.
182
� Propiedad de las líneas de transmisión. La propiedad de las líneas de transmisión
entrega el derecho a recibir los pagos asociados a los TCC, por lo que estos
contratos constituyen una fuente de ingreso para los dueños del sistema de
transmisión.
Sin embargo, la definición de algunos de estos elementos no es sencilla,
y como se pudo observar en el ejemplo presentado, no se tiene una única alternativa
de implementación del modelo de contratos de transmisión. A continuación se
detallan los puntos sobre los que sería importante seguir trabajando en el futuro:
� En el ejercicio se asumió la existencia de ingresos del CDEC en caso de no
asignar la totalidad de los TCC. Este supuesto se adoptó en respuesta a no crear
incentivos perversos para las empresas que participan en el sistema con
problemas de congestión. Se tiene las siguientes situaciones:
- Si estos ingresos52 se entregan al transmisor, no se dan señales adecuadas
al resto de los participantes.
- Si se entrega este mayor ingreso a las empresas que usan el sistema53,
habría que evaluar económicamente las posibles inversiones de estas
empresas destinadas a mitigar los efectos de la congestión. Adicionalmente,
habría que evaluar el impacto que tendría esta inversión sobre el resto de
los participantes en el mercado eléctrico.
52 La proporción que no fue asignada a través de la venta de los TCC.
53 Análogamente en la modelación chilena, VIRT mayor que IT.
183
Por lo tanto, el supuesto de permitir que el CDEC se quede con estos
ingresos no asignados a través de los TCC es con la finalidad de realizar una
expansión del sistema en un futuro próximo. Sin embargo, en este trabajo no se ha
evaluado la optimalidad de tal supuesto y la claridad de las señales económicas que
los participantes pueden estar recibiendo.
� Es esencial determinar la cantidad de potencia que puede llegar a ser contratada
en este tipo de modelo. En el ejemplo se supuso el volumen máximo igual a la
capacidad de transmisión del tramo evaluado, no obstante, sería interesante
determinar la factibilidad de contratar una cantidad equivalente al consumo que
tiene el nodo en el que se realizan los retiros de energía.
� Es importante establecer una clara asignación de los derechos de transmisión por
congestión para cada una de las empresas que participan en los contratos. Esta
asignación es fundamental a la hora de especificar el porcentaje en el que se ven
afectados cada una de estas empresas por causa de la congestión, y por lo tanto,
la rebaja que les corresponde de acuerdo a los TCC. En el ejemplo presentado las
empresas contratantes fueron agrupadas en su totalidad y se determinó el efecto
global sobre el conjunto de empresas. El efecto de una asignación individual no
fue ilustrada.
� La asignación de los TCC debiera hacerse no solamente sobre aquellas empresas
que hacen retiros en los nodos directamente afectados por la congestión, sino que
también sobre aquellos consumidores que realizan retiros en otros nodos que
indirectamente se ven afectados por la restricción de un determinado tramo. Esto
es especialmente importante en los sistemas enmallados como en el caso del
sistema de transmisión chileno, ya que si se produce congestión en una línea, los
mayores costos se producen secuencialmente en el resto de los nodos.
� En la implementación del modelo de contratos de transmisión es importante
lograr la separación del ingreso marginal en sus componentes producidos por las
184
pérdidas y los producidos por la congestión. En la realización del ejercicio se
supuso una simplificación bastante gruesa en tales componentes, por lo que es un
tema en el cual es importante profundizar para lograr una aproximación más real
y resultados más precisos.
En resumen los temas que aún falta investigar son: ingresos residuales en
caso de no asignar la totalidad de los contratos, volumen máximo de los contratos,
asignación individual de los TCC y separación del ingreso marginal.
8.3 Temas a Considerar
Antes de adoptar algún modelo de contratos sobre en mercado eléctrico,
sería interesante evaluarlo dentro del sistema en el cual se pretende aplicar. Las
alternativas propuestas en el transcurso de este trabajo surgen de estudios que se han
realizado en Estados Unidos54, cuyo sistema eléctrico presenta características que en
algunos aspectos se asemeja al chileno, pero en otros es bastante diferente. En el caso
de la transmisión, su sistema está altamente sobredimensionado para una demanda
que crece muy lentamente y la propiedad está en manos de distintas empresas, por lo
que aún no están claras las señales de expansión que presenta la metodología de los
contratos de transmisión en el largo plazo.
Adicionalmente, es recomendable poder comparar las alternativas que se
tienen para solucionar problemas de congestión, como en el caso de los contratos por
congestión en la transmisión y la expansión física del sistema de transmisión. Ambos
alternativas ofrecen un alivio al agente afectado por los altos costos producidos por
la congestión. Sin embargo, la principal diferencia radica en que la expansión física
del sistema mejora el despacho y baja los precios de la electricidad en el nodo
54 Específicamente en los sistemas interconectados PJM (Pennsylvania, New Jersey y
Maryland) y recientes estudios en el Pool de New York [23]
185
afectado para todos los consumidores ubicados en ese nodo, no así en el caso de los
contratos que sólo protegen a su dueño [24].
En general, se posee poca experiencia en cuanto a la aplicación de estos
contratos de transmisión sobre sistemas interconectados, y como consecuencia, se
debe observar el desarrollo de éstos en aquellos sistemas donde se están
implementando con el fin de descubrir posibles aplicaciones en el sistema chileno y
potenciales problemas que pudieran presentar.
186
BIBLIOGRAFIA
Las referencias indicadas con (*) fueron proporcionadas por el Harvard
Electricity Policy Group (HEPG) de la Universidad de Harvard y no se tiene
información de su lugar de publicación.
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Servicios Eléctricos Decreto, D.F.L. Nº1/82.
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for Transmission and Distribution, Report por NECA prepared by
National Economic Research Associates, Sydney, Australia.
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[29] TRANSELEC, Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica S.A. (1996),
Libro "Valor Nuevo de Reemplazo y Costos de Operación y
Mantenimiento".
190
A N E X O S
191
ANEXO A: MODELO DE FLUJO EN CORRIENTE CONTINUA (DC)
A.1 Modelación sin pérdidas
Para efectos de simplicidad en la modelación del impacto de la red en la
operación económica de un sistema eléctrico, comúnmente la aproximación que se
usa del modelo de flujo de potencia en alterna (AC) es el flujo de potencia
linealizado (DC), el cual convierte las ecuaciones generales en ecuaciones lineales
simples. Este tipo de modelación es adecuada para el cálculo de los flujos reales en
MW por las líneas de transmisión, y no da ninguna referencia respecto de las
magnitud de los voltajes o los flujos en MVA o MVAr. Es un cálculo completamente
lineal, sin el uso de iteraciones y muy rápido.
Como parte de este trabajo, el uso del programa Juanac incorpora este
tipo de modelación para la representación de la distribución de los flujos en los
distintos tramos del sistema que se está modelando, en este caso el Sistema
Interconectado Central.
Inicialmente el modelo considera para cada línea un circuito Pi-
equivalente [20]. Es decir, el que se muestra en la Figura A.1.
Nodo i Nodo j
Ylínea i,j = Glínea i,j+ jBlínea i,jSi,j = Pi,j + jQi,j
1/2Ycap i,j 1/2Ycap i,j
Figura A.1: Circuito Pi-equivalente
192
Donde:
y ,, jiji QP es la potencia generada en el nodo i.
ji,lineaY es la admitancia serie de la línea que une los nodos i,j.
ji,capji,cap jBY = es la admitancia a tierra de las líneas representadas con
condensadores.
y ji EE son los voltajes en nodo i y nodo j.
La ecuación que representa el flujo a través de la línea que une los nodos
i y j está dada por:
( )[ ] [ ]
( )( )[ ]( ) ( )( )( )
jcapii
jijijijijijii
jcapiijiji
j
j
j
i
j
i
jicapiijijiijiji
BEj
jBGjEEEEE
BEjjBGeEeEeE
YEEYEEEjQP
jii
,
2
*
,,
2
,
2*
,,
*
,
*
,,,
sencos
-
+----=
-+-=
+-=+
qqqq
qqq
(A.1)
La que descomponiendo en su parte activa se tiene:
( ) )( sen cos,i,
2
,, jijijijjijiijiji EEBEEGEGP qqqq ----= (A.2)
193
Asumiendo los siguientes supuestos:
1. 1== ji EE
2.
jijiji
ji
ji
jiji
ji
jijiji
XXR
XB
XR
RGRX
,,2
,2
,
,
,2
,2
,
,,,
1
0
-»
+
-=Þ
»+
=Þ>>
3. Si ( )ji qq - es relativamente pequeño, entonces:
( )( ) ( )
jiji
ji
s qqqq
-@-
@-
en
1 cos
Por lo tanto, la ecuación (A.2) se puede reescribir de la siguiente forma
[13,19]:
( )ji
ji
jiX
P qq -=,
,
1(A.3)
La ecuación (A.3) representa la forma linealizada de la ecuación original
para las potencias activas, y se usa para calcular todos los ángulos de fase de la red
modelada.
Además, si se suma sobre todos los nodos que están conectados
directamente al nodo i, se tiene:
( )åå -==j
ji
jij
jiiX
PP qq
,
,
1(A.4)
194
Y matricialmente se representa como:
[ ]úúú
û
ù
êêê
ë
é
=
úúú
û
ù
êêê
ë
é
��
2
1
2
1
q
q
XBP
P
o análogamente como:
[ ]úúú
û
ù
êêê
ë
é
=
úúú
û
ù
êêê
ë
é
��
2
1
2
1
P
P
Xq
q
donde:
å ¹=j ji
iiXX
B referencia barra i para, 1
,
,
referencia barra i para , 0, ==iiXB
ijy referencia barrai para , 1
,
, ¹¹-
=ji
jiXX
B
referencia barra ji para , 0, ===iiXB
195
A.2 Modelación no lineal con pérdidas
Un procedimiento que normalmente se usa para incluir las pérdidas en el
modelo de flujo DC es incluir las pérdidas de la línea (Li,j) entre el nodo i y nodo j
como cargas ficticias en los extremos de la línea [13,20], como muestra la Figura
A.2:
Nodo i Nodo j
P i,jPei,j
1/2Li,j 1/2Li,j
Psi,j
Figura A.2: Cargas ficticias en modelación con pérdidas
Donde:
jiP
,
: es el flujo real de potencia por la línea i,j
jieP , : es el flujo de potencia que entra a la línea i,j
jisP , : es el flujo de potencia que sale de la línea i,j
Arbitrariamente se asigna la mitad de las pérdidas totales de la línea a
cada uno de los extremos de la misma. Por lo tanto, los flujos que entran y salen del
tramo difieren en cantidad equivalente a las pérdidas, es decir:
jijijie LPP
,,
, 2
1 -= (A.5)
196
jijijis LPP
,,
, 2
1 += (A.6)
Por lo tanto,
jijijis LPP
,
,
e, =- (A.7)
La ecuación que representa las pérdidas a través de la línea i,j está dada
por la siguiente expresión:
( )[ ]jijijijiji
EEEEGL cos 2 22
,,qq --+= (A.8)
Como se supone que 1==ji EE , entonces se tiene la siguiente
aproximación no lineal:
( )[ ]jijiji
GL cos12 ,,
qq --= (A.9)
donde Gi,j corresponde a la componente real de la admitancia de la línea.
Suponiendo una aproximación de segundo orden para ( )ji
cos qq - , se
tiene que,
( )( )
2
1 cos
2
ji
ji
qqqq
--»-
Por lo tanto, la ecuación (A.9) se transforma en:
( )2,,
jijijiGL qq -= (A.10)
197
Y ocupando la ecuación (A.3), se tiene:
( )2ji,,
2
,, PXGL jijiji=
( )2ji,,
2
,2
,2
, PXXR
Rji
jiji
ji
+=
Como X i,j >> R i,j, se tiene finalmente que:
( )2ji,,, PRL
jiji= (A.11)
198
ANEXO B: EJEMPLOS DE CONTRATOS DE TRANSMISIÓN POR
CONGESTIÓN
Considerar el caso de una malla de tres nodos, con líneas idénticas e
idénticos límites térmicos en cada línea igual a 600MW. El ejemplo de tres nodos es
el caso mínimo en el cual se pueden observar los efectos de los flujos paralelos sobre
la malla. Se usó el modelo de flujo DC para la potencia real.
Se suponen los siguiente contratos por congestión en la transmisión:
· 800MW desde nodo 1 a nodo 3, es decir, el cliente en nodo 3 tiene un contrato
para comprar 800MW en el nodo 1.
· 200MW desde nodo 2 a nodo 3, es decir, el cliente en nodo 3 tiene un contrato
para comprar 200MW en el nodo 2.
a) Caso Nº1
La asignación simultánea de estos contratos es factible, pero alcanza la
restricción térmica de 600MW en la línea (1,3). Todos los precios calculados son
referidos al nodo 1. Como se observa en la Figura B.1, para este caso no existe
congestión y los precios cubren el costo de generación del nodo 1 y el costo marginal
por pérdidas. Por lo tanto, la pérdida marginal de 1MW adicional desde el nodo 1 al
3 es de 0,075 y desde el nodo 1 al 3 es de 0,025. No hay costo adicional por
congestión, y por lo tanto, no hay pagos de parte del pool bajo los contratos de rentas
por congestión.
199
2
31
600MWmax
200MW 400MW
800MW 800 + 200 = 1000MW
200MW
P=1 P=1,075
P=1,025
Figura B.1: Caso sin congestión en la transmisión
Si los costos de operación de la planta en el nodo 2 fueran menores a
1,025 es conveniente generar potencia en este nodo, y por lo tanto, satisfacer la
demanda en el nodo 3. Sin embargo, como se verá en los siguientes ejemplos, un
aumento en estos costos de generación podría inducir congestión en la transmisión
con las asociadas diferencias de precios a través de las localidades.
b) Caso Nº2
Las condiciones supuestas para el caso anterior cambian para este caso
(ver Figura B.2). Hay un aumento del costo de operación en el nodo 2 y la necesidad
de usar generación más cara del nodo 3. Si la carga total en el nodo 3 es de
1000MW, entonces parte de ésta debe ser suministrada con generación local que
cuesta 1,3 incluyendo una renta por congestión de 0,225. El precio en el nodo 2 está
determinado por las condiciones de equilibrio del despacho económico óptimo, es
decir, un precio de 1,15 (generación incremental en ese nodo). Este precio incluye las
pérdidas marginales y un precio por congestión en el nodo de 0,1125.
200
2
31
600MWmax
300MW 300MW
900MW 900 + 100 = 1000MW
0MW
P=1 P=1,075+0,225=1,3
P=1,0375+0,1125=1,15
100MW
Figura B.2: Caso con congestión en la transmisión
c) Caso Nº3
Suponer que el costo de la planta de generación en el nodo 2 es superior
a 1,15, por lo que la planta no entra en operación. Toda la potencia transmitida es
generada en el nodo1 y sólo 900MW puede ser transmitido, ya que la restricción
térmica en la línea (1,3) de 600MW está al máximo. Los precios en cada nodo son
los mismos que los del Caso Nº2. Y existe una renta por congestión para el nodo 2
de 0,1125 y para el nodo 3 de 0,225 (Ver Figura B.3).
201
2
31
600MWmax
300MW 300MW
900MW 900MW
0MW
P=1 P=1,075+0,225=1,3
P=1,0375+0,1125=1,15
Figura B.3: Restricción con costos fuera de mérito
Todos los usuarios del sistema pagan o reciben los precios del actual
despacho. Y en forma adicional, los dueños de los contratos por congestión en la
transmisión reciben aquellos pagos de parte del operador del pool. Los pagos
resultantes se muestran en la Tabla B.1.
El propietario del contrato de 800MW desde el nodo 1 recibe la
diferencia de renta por congestión desde el nodo 1 al 3 por los 800MW del contrato,
es decir un pago total por parte del pool de 180. Igualmente, el dueño del contrato
por 200MW recibe la diferencia en la renta por congestión entre el nodo 2 y 3 y por
el contrato en su totalidad recibe un pago de 22,5. Ambos clientes compran la
potencia desde el pool en el nodo 3 por un precio de 1,3. Para el cliente del contrato
de 800MW en el nodo 1, el pago de 180 es el valor total del precio por congestión
entre 1 y 3. Y para el cliente con el contrato de 200MW en el nodo 2, el pago de 22,5
es el valor total del precio por congestión entre 2 y 3.
Por medio de la compra de 200MW en el nodo 3 a un precio de 1,3 y
aplicando el pago por congestión de 22,5, el dueño del contrato de 200MW puede en
efecto comprar 200MW en el precio del nodo 2 y pagar sólo las pérdidas marginales
de mover la potencia desde el nodo 2 al 3. Aunque el despacho actual es diferente a
202
la asignación de los contratos por congestión, los pagos a los dueños de los contratos
proporcionan la garantía que los dueños de los contratos pueden comprar potencia al
precio de la potencia en otro nodo. Lo que se mantiene incluso si no hay potencia
generada en esa localidad, como en el nodo 2 para este caso. Los contratos por
congestión en la transmisión garantizan el valor económico de la transmisión, pero
no determinan los flujos actuales.
Tabla B.1: Congestión con costos fuera de mérito
CONTRATOS POR
CONGESTIÓN
Q
(MW)
PRECIO
CONGESTIÓN
RECIBOS
DIRECTOS
% ASIGNACIÓN
EXCEDENTES
RENTAS POR
EXCEDENTS
INGRESOS
NETOS
Nodos 1 a 3 800 0,2250 180,0 80% 0 180,0
Nodos 2 a 3 200 0,1125 22,5 20% 0 22,5
TOTAL 202,5 0 202,5
El operador del sistema recauda las rentas por congestión desde los
actuales usuarios y paga las mismas rentas a los propietarios de los contratos por
congestión. En este caso no hay excedentes de rentas por congestión, y toda la
recaudación es necesaria para compensar a los dueños de los contratos.
d) Caso Nº4
Como se observa en la Figura B.4, las condiciones de carga y precios han
cambiado significativamente. En el nodo 3 la potencia aún cuesta 1,3, pero la carga
neta se ha reducido a 400MW. En el nodo 2 hay otra carga de 700MW, y el precio de
equilibrio está dado por 1,55. La generación más barata en el nodo 1 de 1100MW
provoca un cambio en los flujos. Ahora la línea (1,3) no presenta un límite térmico,
sino que es la línea (1,2) la que alcanza esa restricción de 600MW. Los precios
inducidos por la nueva configuración de cargas y generación se muestran en la
Figura B.4, incluyéndose los cargos por congestión.
203
Nuevamente es el pool el que paga o recibe los precios de corto plazo de
la potencia en cada localidad. Y es el pool el que debe hacer los pagos a los dueños
de los contratos por congestión. El resumen de los pagos se muestra en la Tabla B.2.
2
31
500MW
600MWmax
100MW
1100MW 400MW
700MW
P=1 P=1,0625+0,2375=1,3
P=1,075+0,475=1,55
Figura B.4: Restricción con movimiento en las cargas
Para el cliente con el contrato de 800MW entre 1 y 3, la congestión
diferencial es de 0,2375 y el pago total es de 190. Esto permite al dueño del contrato
comprar 800MW en el nodo 3 y pagar un precio de 1,3, y después de descontar los
190 de parte del pool, efectivamente es similar a comprar los 800MW en el nodo 1 y
pagar sólo las pérdidas marginales de mover la potencia del nodo 1 al 3.
Similarmente, el cliente con el contrato de 200MW desde el nodo 2 al 3 puede
comprar 200MW en el nodo 3 a un precio de 1,3. Sin embargo, este precio es menor
que el precio en el nodo 2, y la diferencia en las rentas por congestión es negativa
con un valor igual a -0,2375. Bajo los términos del contrato, este cliente debe hacer
un pago adicional total de 47,5 al pool, el que agregado a la compra de 200MW en el
nodo 3, es equivalente a comprar 200MW en el nodo 2 a 1,55 y luego moverla al
nodo 3 pagando sólo las pérdidas marginales, que en este caso son negativas entre
los nodos 2 y 3.
204
Tabla B.2: Restricción con movimiento en las cargas
CONTRATOS POR
CONGESTIÓN
Q
(MW)
PRECIO
CONGESTIÓN
RECIBOS
DIRECTOS
% ASIGNACIÓN
EXCEDENTES
RENTAS POR
EXCEDENTES
INGRESOS
NETOS
Nodos 1 a 3 800 0,2375 190,0 80% 228 418
Nodos 2 a 3 200 -0,2375 -47,5 20% 57 9,5
Total 142,5 285 427,5
En este caso, el pool puede hacer todos los pagos necesarios a los dueños
de los contratos, pero éstos alcanzan sólo los 142,5. Sin embargo, las rentas por
congestión total pagadas por los usuarios del sistema es de 427,555. Por lo que hay
una renta por congestión excedente de 285, la que se puede asignar a los dueños de
los contratos en un porcentaje de asignación de 80 a 20, proporcional a los contratos
de transmisión. Los resultados de tal asignación se observan en la tabla.
e) Caso Nº5
Los nuevos supuestos para este caso se detallan en la Figura B.5, donde
en el nodo 3 hay un precio bajo y una generación neta de 800MW, y en el nodo 2 el
precio es alto con una carga neta de 1000MW.
Los precios en los nodos incluyen un componente positivo por
congestión en el nodo 2 y un impacto negativo en el nodo 3. El precio de equilibrio
del nodo 3, dado los precios de 1 y 2, es de 0,725.
55700 0,475 400 0,2375 427 5´ + ´ = ,
205
2
31
200MW
400MW 600MWmax
200MW 800MW
1000MW
P=1 P=0,975+- 0,25=0,725
P=1,05+0,25=1,3
Figura B.5: Restricción con inversión de los flujos
En este caso, los clientes con contratos por congestión en el nodo 1 y
aquellos en el nodo 2 enfrentan diferenciales negativos por las rentas por congestión.
El cliente con el contrato de 800MW en el nodo 1 ve un diferencial de
-0,25, y hace un pago adicional al pool de 200. Con la compra de 800MW en el nodo
3 a un precio de 0,725 y el pago adicional por congestión, es equivalente a comprar
800MW en el nodo 1 y luego moverla al nodo 3 al costo marginal de las pérdidas.
Para el cliente con un contrato de 200MW en el nodo 2, el pago total y
directo al pool es de 100. Estos pagos de parte de los dueños de los contratos al pool,
se agregan a las rentas por congestión recaudadas por el pool de parte de aquellos
usuarios del sistema. Estos últimos pagan un total de 450 por rentas por congestión56,
con lo que el excedente debido a las rentas por congestión es de 750. Suponiendo la
misma distribución que el caso anterior, el dueño del contrato de 800MW en el nodo
1 debería recibir un pago adicional de 600, con un ingreso neto de 400; y 150 el
dueño del contrato de 200MW en el nodo 2, con un ingreso neto de 50. Todo está
56- ´ - + ´ =800 0,25 1000 0,25 450( )
206
resumido en la Tabla B.3.
Tabla B.3: Restricción con inversión de los flujos
CONTRATOS POR
CONGESTIÓN
Q
(MW)
PRECIO
CONGESTIÓN
RECIBOS
DIRECTOS
%ASIGNACIÓN
EXCEDENTES
RENTAS POR
EXCEDENTS
INGRESOS
NETOS
Nodos 1 a 3 800 -0,25 -200 80% 600 400
Nodos 2 a 3 200 -0,50 -100 20% 150 50
Total -300 750 450
En todos los casos vistos, el efecto neto del despacho económico,
tarificación en base al costo marginal y asignación de los contratos de transmisión es
recaudar los costos por congestión desde los actuales usuarios del sistema y pagar los
costos por congestión a quienes poseen cargos fijos.
El contrato de transmisión por congestión es análogo a los contratos
futuros que proporcionan cobertura para el mercado de la transmisión. El operador
del sistema que administra el sistema de asignaciones, no toma ningún riesgo
financiero al proporcionar estas garantías, y el despacho actual no está restringido
por los contratos de transmisión.
207
ANEXO C : DATOS NUMÉRICOS DE LA MODELACIÓN
Tabla C.1: Previsión de Consumos en el SIC (Abril 1996)
AÑO PRODUCCIÓNNETA
(GWH)
FACTOR DECARGA
(%)
1996 21.791 71,0
1997 23.761 71,0
1998 25.772 71,0
1999 27.925 71,0
2000 30.256 71,0
2001 32.780 71,0
2002 35.478 71,0
2003 38.422 71,0
2004 41.643 71,0
2005 45.159 71,0
2006 48.997 71,0
208
Tabla C.2: Programa de Obras en el SIC (Abril 1996)
FECHA OBRA POTENCIA (MW)
Abril de 1997 Central Pangue 447,0
Octubre de 1997 Central Loma Alta 38,0
Noviembre de 1997 Central SES 359,0
Febrero de 1998 Petropower 48,6
Mayo de 1998 Central Nehuenco 351,2
Octubre de 1998 Central San Isidro 370,0
Octubre de 1998 Central Rucúe 160,0
Marzo de 1999 Central Peuchén 72,0
Junio de 1999 Central Mampil 46,7
Abril de 2002 Central Ralco 570,0
Enero de 2003 Central a gas ciclo combinado 332,4
Enero de 2004 Central a gas ciclo combinado 332,4
Abril de 2004 Central a gas ciclo combinado 332,4
Enero de 2005 Central Los Cóndores 103,0
Abril de 2005 Central a gas ciclo combinado 332,4