Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE Universidad Católica de Chile, Santiago, Chile, Noviembre 1999
Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica
REMUNERACION DE LA RED Hugh Rudnick
Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica. CREG- ALURE. Santiago de Chile, Chile, Noviembre 1999
Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 1
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REGULACION DE LA TRANSMISION economías de sistemas interconectados base de la competencia Elementos regulatorios obligación de interconexión libre acceso entrada al negocio remuneración distribución de pagos organización y propiedad expansión
REMUNERACION DE LA TRANSMISION economías de escala significativas grandes inversiones a remunerar
Actividades a remunerar: -operación -mantenimiento -pérdidas -inversión -expansión 2
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REMUNERACION DE LA TRANSMISION Condicionantes de los costos a remunerar: •indivisibilidad -voltajes estandarizados •economías de escala -en lineas, transformadores y equipos de compensación •requirimientos de seguridad -redundancias (criterio n-1)
US$/MW/km 80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
500kV
220 kV
154 kV
0.00
Costos medios de líneas de transmisión Sistema Interconectado Central Chileno
3
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Costos de líneas de transmisión en función de: longitud (L), capacidad (K) y número de circuitos (N)
CMedio=L0,8 K-0,58 e(3,28+0,40N) [kUS$/MVA] CMg= 0,42 CMedio Costos de transformadores en función de: capacidad (K)
CMedio= 139,371 K-0,307 [kUS$/MVA]
Miles US$/MVA 180 160 140 120 100
Línea
80
Trafo
60 40 20 0 0
200
400
600
800
MVA
Economías de escala en transmisión y transformación
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Principios de regulación de la transmisión Stanford Energy Modeling Forum •Promover la operación diaria eficiente del mercado eléctrico. •Compensar a los propietarios de los sistemas de transmisión existentes. •Entregar señales a inversionistas en generación y demanda sobre la ubicación ventajosa de ellas. •Entregar señales a inversiones en el sistema de transmisión. •Ser simple y transparente. •Ser políticamente implementable.
Colombia 1997
LINEAS LINEAS STN STN
ISA ISA
AA230 230kV kV 8579 8579km km 6262 6262km km AA500 500kV kV 1065 1065km km 1065 1065km km TRANSFORMACION TRANSFORMACION STN ISA STN ISA 8980 8980MVA MVA
5152 5152MVA MVA
SUBESTACIONES SUBESTACIONES STN ISA STN ISA 500 kV 4 44 500 kV 4 230 kV 66 22 230 kV 66 22
5
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Argentina 1997 EL BRACHO
RESISTENCIA
YACYRETA ROMANG RECREO
MALVINAS RIO GRANDE
STO TOME
500 kV 330 kV 220 kV 132 kV
SALTO GRANDE
ALMAFUERTE
COLONIA ELIA GRAN MENDOZA
EMBALSE ROSARIO RODRIGUEZ EZEIZA ABASTO
HENDERSON
OLAVARRIA
PUELCHES PLANICIE BANDERITA
BAHIA BLANCA
EL CHOCON PIEDRA DEL AGUILA
7.752 km 1.111 km 1.403 km 10.055 km
CHOELE CHOEL
ALICURA
PTO MADRYN FUTALEUFU
COLOMBIA ECUADOR
Zorritos Malacas Talara Verdun
Sullana
Arenal
Piura Oeste Paita
CH. Carhuaquero
Chiclayo Oeste
Cajamarca Gallito Ciego
Guadalupe
BRASIL
Trujillo Norte M. Aguila
Aguaytía
C. Del Pato Tingo María Caraz Carhuaz Huánuco Huaraz Ticapampa Paragsha II
Chimbote
Yaupi Paramonga
Cahua Carhuamayo
CIF PA ICO
Perú 1998
Huanta Independencia
Cuzco Combapata
Ayacucho
Ica
Tintaya
Azangaro
Marcona San Nicolás Charc.VI
Charc.IV Charc.V
Juliaca Puno Socabaya Botiflaca Ref.Ilo Toquep.
C.Verde CT.Ilo Ilo
Locum La Yarada
BOLIVIA
NO
EA OC
Malpaso Matucana Oroya Callahuanca Zapallal Huampaní Huinco Pachachaca Quillabamba Ventanilla Chavarría Moyopampa Huayucachi Santa Rosa Pomacocha Machupicchu Mantaro San Juan Restitución Huancavelica
Aricota 1 Aricota 2 Tomasiri
Tacna
CHILE
6
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Bolivia 1998
SIC Chile
500 km
SIST. INTERC. INGLÉS
km
SIST. INTERC. ESPAÑOL
750 km
1700
7
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Remuneración del sistema de transmisión Recuperación de costos para hacer sustentable el negocio de la transmisión Mecanismo de retribución de costos puede •estimular mayor eficiencia en la gestión de la red •entregar incentivos para la expansión de la red.
Remuleración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 8
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Costos involucrados -inversión en equipos -líneas -subestaciones, protecciones, comunicaciones -maniobra y compensación -transformadores -compensación de reactivos -operación y mantenimiento -pérdidas óhmicas -costos de servicios complementarios
Determinación del costo reconocido •Price cap precios máximos •IPC-X indice precios consumidor - x •Valor Nuevo Reemplazo (VNR) costo de renovar lass obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes 9
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Costos Unitarios de Transmisión Colombia 1997 230 kV • Línea circuito sencillo • Línea doble circuito • Módulo terminal de línea
115.000 US$/km 179.000 US$/km 1.836.000 US$
500 kV • Línea • Bahía interruptor y medio
310.000 US$/km 3.099.000 US$ Valores en US$ de junio de 1996
ISA 1998
VNR y COYM de líneas de transmisión
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VNR y COYM de Subestación Maitencillo
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COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENCIÓN (Sistema Interconectado Central, Chile) Voltaje
Subestaciones
Líneas
500 kV
2,6%
1,8%
220 kV
2,9%
2,0%
154 kV
3,2%
2,2%
110 kV
3,5%
2,4%
66 kV
3,9%
2,7%
13 kV
4,6%
3,3%
COSTOS DE SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO PERU “Sistema Económicamente Adaptado: es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio” El regulador no sólo es responsable de determinar el sistema adaptado, sino que también restringe los ingresos al transmisor en base a dicho sistema adaptado BOLIVIA “Sistema Económicamente Adaptado: es el Sistema Eléctrico dimensionado de forma tal, que permite el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad, procurando el costo mínimo y manteniendo la calidad del suministro” Comité Nacional de Despacho de Carga considera Sistema Económicamente Adaptado para cálculo de tarifas. El precio máximo de transmisión pagado por los Generadores conectados al Sistema Troncal de Interconexión, deberá cubrir el costo total de Transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración de un Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión
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VALORACION DE LA TRANSMISION Costo transmisión = Valor nuevo de reemplazo +operación + mantención País
Valor Nuevo Reemplazo
Valoración del costo
Argentina
Parcial (costos hundidos)
Regulado
Bolivia
Total (sistema adaptado)
Regulado
Chile
Total (real)
Negociación
Perú
Total (sistema adaptado)
Regulado
VALORACION MEDIANTE LICITACION - mecanismos competitivos - remuneración según oferta costos estándares de inversión costos de operación y mantenimiento -utilizado para expansión en nuevas instalaciones Argentina España Perú VALORACION DE DISPONIBILIDAD - remuneración, incentivos y multas 13
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Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos. Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios
Distribución de pagos de transmisión- peajes Diversos esquemas tarifarios definen: •Forma en la que se recuperarán los costos - Quiénes deben pagar por la transmisión •Forma en que se distribuyen los pagos entre los agentes - Criterios que determinan cuánto debe pagar cada agente •Quién calcula y aprueba las tarifas La elección del esquema de tarificación es fundamental, ya que un mecanismo bien diseñado puede otorgar a los usuarios de la red •Incentivos, tanto de corto plazo como largo plazo, para un uso eficiente de los recursos del sistema; •Señales tarifarias para una readecuación de los consumos hasta la localización de nuevas instalaciones de generación en zonas cercanas al consumo. * Peajes punto a punto * Peajes de sistema
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Separación de pagos según funciones: -sistema troncal o principal -sistema secundario G1
G2
G3
G4
~
~
~
~
SST
SPT
SST
DIS-1
SST
SST
LIBRE-1
SPT
DIS-2
SST
SST
LIBRE-2
DIS-3
Peajes punto a punto desde generador 1 a consumo libre 2
DIS-1
G1
G2
G3
G4
~
~
~
~
DIS-2
LIBRE-2
DIS-3
LIBRE-1
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Peajes de sistema desde generador 1 a consumos
DIS-1
G1
G2
G3
G4
~
~
~
~
DIS-2
LIBRE-2
DIS-3
LIBRE-1
ESQUEMAS SIMPLES: pagos de transmisión en EEUU
Peajes o Transacciones “Wheeling” o “punto a punto” • Se denomina “wheeling” al transporte de energía eléctrica desde una entidad vendedora a una compradora utilizando una red de transmisión perteneciente a un tercero. El pago o peaje se basa en un precio unitario por kWh de energía suministrada más un posible término adicional de pérdidas • Se distinguen tres formas de transacciones wheeling y peajes – Rolled in allocation (postage stamp) – Red line allocation – Mega Watt mile allocation
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• Rolled in Allocation: En esta metodología los costos totales de la red se agregan en espacio y tiempo. Se asignan a un flujo de potencia específico en proporción a una medida de utilización de la red (ej: demanda de punta, energía total) – Un ejemplo de esta forma de tarificación es: • Postage stamp: consiste en cargar una cantidad fija por unidad de utilización (kW o kWh)
• Red line Allocation: Para este procedimiento se busca un camino “razonable” por donde circula la potencia que es objeto del contrato. Se reparten los costos totales correspondientes a las instalaciones de dicho camino, a prorrata entre los distintos usuarios en proporción a alguna medida de utilización.
• Mega Watt Mile Allocation: Este método consiste en determinar la magnitud máxima de flujo en una red, producto de una transacción “wheeling”, mediante un flujo de potencias DC. El flujo se multiplica por el largo de la línea y por un factor que refleja el costo por unidad de capacidad de la línea (cantidad de potencia transmitida y longitud en la cual se transmite).
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Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios
PEAJES DE SISTEMA Tarificación en dos partes con costos marginales de corto plazo • INGRESO TARIFARIO: ingreso percibido por 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 • INGRESO TARIFARIO TOTAL
IT
=
IT Energía
+ IT Potencia
• INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA • INGRESO TARIFARIO POR ENERGÍA
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Costo Marginal de Corto Plazo para una barra k
¶ L ¶ Z - åm * r k = g{ + g * ¶ dk ¶ dk l sistema 1444 424444 3 l diferencial
d = k g m
= =
L = Z =
demanda en la barra k multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balance de potencias vector de multiplicadores de Lagrange asociados a las restricciones de red pérdidas de la red restricciones (límites térmicos, límites de voltajes y reactivos, estabilidad, seguridad, etc.. )
PRECIOS ESPACIALES
Ei Precioi
Ej Precioj
Precio m
Precios de nudo, pérdidas, restricciones
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INGRESO TARIFARIO
Precio i = Precio m * Factor de Penalización i Ei Precioi
Ej Precioj
Centro carga Precio m
Ingreso Tarifario = Ei * Precio i - Ej * Precio j
Ingreso tarifario 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 110 154 154 154 154 220 220 220 220 220 220 220 220 500
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Ingreso a transmisión de tarifas marginales País
Remuneración requerida 11 millón US$/año 120 millón US$/año
Bolivia Chile
Ingresos de tarifas marginales 0,4 millón US$ 11,7 millón US$
dependencia de * r I2 o r P2 * congestión Costo total línea transmisión = Inversión + r P2
pérdidas medias r P2/P= r P
CMg= 2 r P
CMg= 2 pérdidas medias
EZEIZA HENDERSON ABASTO
PLANICIE BANDERITA
PUELCHES
OLAVARRIA
BAHIA BLANCA
CHOCON
P. DEL AGUILA
Transmisión Comahue- Buenos Aires 1997
CHOELE CHOEL
ALICURA
Secretaría de Energía y Puertos, 1997
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IMPACTO EN PRECIOS ENERGIA 23.9
25
4L
23.4
21.5
23
[$/MWh]
22.5
21
19.7
19
18.2
20.5
3L
17
15
PIEDRA DEL AGUILA
BAHIA BLANCA
OLAVARRIA
EZEIZA
Ruy Varela & Luis Sbertoli , 1996
PAGO ADICIONAL - PEAJE Pago adicional, llamado PEAJE, se define como:
Peaje = AVNR + COYM - IT AVNR = anualidad de valor de nuevo reemplazo 30 AVNR é é1ù ù VNR = * ê1 - ê ú ú ë 11 01 . .û û ë Tasa de descuento del 10% Vida útil de las instalaciones: 30 años
COYM; costo de operación y mantenimiento IT; ingreso tarifario
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El pago adicional puede distribuirse entre los distintos usuarios del sistema de transmisión, tanto generadores como consumos. Se han planteado diversas metodologías de distribución: • Esquema de precios Ramsey • En base a una medida independiente (estampilla correo) » Potencia firme (Perú) » Potencia media » Capacidad instalada de generación
• Basado en el uso del sistema (Argentina, Colombia, Bolivia, Chile) » Área de influencia » Factores de distribución
• Basado en el beneficio
Esquema de Precios Ramsey • Esta metodología consiste en corregir los costos marginales según un factor dependiente de la elasticidad de la demanda de cada consumidor. Precio
P1 D1 P2
D2 CM = CMg
IMg1 IMg2 c1
c2
Cantidad
• El mayor peso de la corrección de los costos marginales lo soportan aquellos usuarios con menor sensibilidad al precio.
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Métodos Basados en una Medida Independiente • Prorrata por Potencia Firme (utilizado en Perú) – En este método el pago adicional se distribuye entre los generadores del sistema en proporción a su potencia firme. Se estima un factor por el cual se multiplica el pago adicional total:
Pot. Firme j Fj = å Pot. Firmei i
• Prorrata por Capacidad Instalada de Generación – Este método consiste en distribuir el pago adicional entre los generadores del sistema en proporción a su capacidad instalada. Se estima un factor por el cual se multiplica el pago adicional total:
Gj =
Capac. Gen. j
å Capac. Geni i
Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 24
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USO DEL SISTEMA DE TRANSMISION Se desea asignar los costos del sistema de transmisión, entre los agentes, introduciendo las menores distorsiones en las decisiones de inversión, operación, generación y consumo de dichos agentes.
Uso natural del sistema de transmisión. FQueda determinado en función del grado de afectación (presión) que sobre el sistema de transmisión tienen (ejercen) los agentes, por el simple hecho de estar conectados a él.
FIndependiente de
los usos comerciales que deriven de la ubicación relativa de los agentes que suscriben un contrato.
FIndependiente del sentido que tengan los flujos existentes en el sistema de transmisión
FCondiciona el dimensionamiento de la red. FCondiciona los criterios de expansión de la red.
Métodos Basados en el Uso del Sistema Área de Influencia • La legislación chilena define Área de Influencia como “el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico, directa y necesariamente afectados por la inyección de potencia y energía de una central generadora.” • Esta área de influencia se determina buscando los tramos del sistema que sufren un incremento o disminución en sus flujos de potencia frente a un incremento o disminución en la potencia inyectada por un generador.
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Área de Influencia G1
G2
1
2
4
5
3
G3 6
Area de Influencia de G G1 1
G2 2
3
G3 4
5
6
Uso económico del sistema de transmisión.
FLos agentes tiene acceso al precio de mercado de la energía y potencia
haciendo uso del sistema de transmisión, por el simple hecho de estar conectados a él.
FEsta condicionado por el despacho económico, el cual en base a un
proceso de optimización, es quien determina como los distintos agentes utilizan económicamente la red, independientemente de los contratos entre los agentes.
FEl
precio en la barra de conexión de un agente al mercado, es consecuencia de la existencia del sistema de transmisión, dado que la no existencia de dicho sistema de transmisión, significaría para un generador que su energía carecería de valor y para un consumidor el costo de no contar con suministro de energía.
FEl pago por el uso del área de influencia debe ser efectuado en forma independiente de como se comercialice la energía de la central.
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En sistemas adaptados y operados económicamente (adaptados a la demanda y operados en base a despacho económico, P=Cmg)
FLa energía que produce una nueva central desplaza energías de centrales con costo de producción mayor.
FEl área de influencia queda comprendida entre el punto de conexión de la nueva central y el lugar donde ocurre el desplazamiento.
FLa energía de la nueva central fluirá hacia el lugar de
desplazamiento, produciendo un incremento en el flujo de energía preexistente en las instalaciones involucradas.
FEl valor económico de la energía producida por la nueva central corresponde al costo marginal de la central desplazada.
FPara acceder al precio, la nueva central debe ser capaz de llevar
su energía, desde su ubicación al punto de desplazamiento, para lo cual debe:
FConstruir su propio sistema de transmisión FPagar por el uso del sistema de transmisión de un tercero
Área de Influencia Peaje básico
~
~ ~ Peaje adicional
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Peaje Básico • Cada central debe pagar un Peaje Básico por las instalaciones comprendidas en su área de influencia, el peaje es independiente de la cantidad y del lugar en que comercialice su potencia y energía. • éste se prorratea entre los usuarios de las instalaciones en proporción a la potencia máxima transitada Transmisió n a Consum o %Participación = Maxima Potencia Transitada
Peaje Adicional • Además debe pagar un Peaje Adicional si es que comercializa energía o potencia fuera de su área de influencia. Se calcula de la misma forma que el peaje básico pero se relaciona con las instalaciones adicionales para efectuar el suministro.
Peaje básico
independiente del uso comercial
~
Peaje adicional
dependiente de contratos de suministro fuera del Área de Influencia
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IMPACTO DE DISTINTOS METODOS EN PAGOS POR AGENTES 5,38%
E
E FG
F G D
47,42%
17,23% 20,18%
A
38,11%
D
A
14,39%
C 17,17%
C
14,10%
B
Uso de la red
16,91%
B
Potencia firme Sistema Interconmectado Central, Chile
Interpretaciones del uso natural económico del sistema de transmisión Uso por capacidad Dimensionamiento de la red para demanda máxima.
Uso por energía Dimensionamiento de la red para responder a una curva de carga
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Demanda Máxima G4
1
800 G1a
800
4 2
800
800
300
5
400 G1b 400
1300
0
300
3
500
G3
Precio
500
G1< G4 < G3
Demanda máxima, entrada de central de bajo costo G4
1
800 G1a
800
4 2
1000
800
300
5
400 G1b 200 G1c
400
200
1300
300
3
500
G3
300
Precio G1< G4 < G3
30
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Demanda Mínima G4
1
800 G1a
400
4 2
1000
700
200
5
400 G1b 200
900
300
200
3
300
G3
Precio G1< G4 < G3
0
Demanda mínima, entrada de central de bajo costo G4
1
800 G1a
200
4 2
1200
900
200
5
400 G 1b 200 G1c
200
300
900
200
3
Precio 300
G3
0
G1< G4 < G3
31
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100% 90%
Payments [%]
80% 70% 60% A PC/PD
50%
AA
40%
AG
30%
GG
20% 10% 0% Peak block
Single bus
Block single bus
Block variable bus
Method
Generadores 100% 90%
Payments [%]
80% 70% 60% A PC/PD
50%
AA 40%
AG
30%
GG
20% 10% 0% Peak block
Single bus
Block single bus
Block variable bus
Method
Consumidores
Otras alternativas estudiadas de asignación FAdaptaciones de aplicaciones a transacciones bilaterales FMétodos de participación marginal y media FUso de metodologías de distribución de pérdidas FMétodos basados en principios de proporcionalidad FMétodos basados en la topología de la red y en el principio de proporcionalidad
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Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios
Factores de Distribución Esta metodología busca la obtención de factores que den una medida de utilización de la red basándose en su configuración •Factores de Distribución de Cambios en la Inyección de Potencia (factores A o GSDF o shift factors) – Estos factores relacionan un cambio de flujo de potencia en una línea respecto de la inyección neta de potencia en un nudo. ~
X ik i
k
b
Ai−k,b =
~ ~
DFi - k = Cambio de flujo de potencia en linea i - k DPb = Cambio de inyección de potencia en barra b (excluye ref.)
∆Fi−k ∆Pb
DFi-k
i
G
~
k
b
DPb
L
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Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
D Fi - j = Ai - k ,b * D Pb
å DP + DP b
R
=0
b¹ R
Ai -k ,b =
xi -b - xk -b xi ,k
donde Xi-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversa de la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columna correspondiente a la barra de referencia) y Xi,k corresponde a la reactancia del tramo ik, donde i y k corresponden a los nodos terminales del tramo ik Estos factores son independientes de las condiciones de operación del sistema (distribución de generación y carga) pero dependen de la configuración de la red y de la barra de referencia elegida. Para determinar el impacto en una rama de una inyección se debe conocer el sentido del flujo por la rama.
•Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF) Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potencia inyectada en una barra generadora g del sistema.
~ i
k
g
~ ~
Di-k,g =
Fi- k Gg
F i-k
Gg ~
i
k
g Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totales de generación-flujo, y no incrementales.
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Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: D = factor i - k,g F = flujo de potencia en linea i - k i-k Gg = Generación en la barra g
Fi - k = å Di - k , g * Gg
las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación:
Di - k , g = Ai - k , g + Di - k , R Fi - k -
åA åG
i -k , p
*Gp
p¹ R
Di - k , R =
g
g
Los GGDF son independientes de la barra de referencia, dependen de la configuración de la red y de la condición de operación.
Prorrata a partir de factores GGDF:
FPi-k,b =
D' i- k,b Gb å D' i- k,g Gg g
i
~
k
~ g
~
D' i -k,g
Di-k,g 0
Si el factor es del mismo signo que el flujo Si el factor es de signo opuesto
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•Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF) Estos factores relacionan un flujo de potencia en una línea i-k con la carga en una barra j del sistema.
~ i
k
Ci- k, j =
j
~ ~
F i-k
j
~
F i -k Lj
i
Lj
k
Se definen a partir de la siguientes ecuaciones:
Fi - k = å Ci - k , j * Lj j
Ci - k, j Fi - k Lj
= factor = flujo de potencia en linea i - k = Consumo en la barra j
las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación:
Ci - k , j = Ci - k , R - Ai - k , j Ci - k , R =
Fi - k + å Ai - k , j * Lj p¹ R
å Lj j
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Factores de distribución- ejemplo numérico factores A
46,8
8,00
BARRA 2
D 33,07
j 0,694 10,668
E
BARRA 3
j 0,806 34,6
98,00 < 8.00 95,3 < 15,68
17,4 58.00
BARRA 1
A
j 0,208
12,78 j 0,524
B
-4,77
C
j 0,236
BARRA 5
144,0
BARRA 4
36,2
97,2 < 6,33
98,1< 5,81 101,5 < 11,11 86,0
FACTORES A, barra Flujo A 58.000 B 12.780 C 4.770 D 8.000 E 33.070
1 como referencia 1 2 3 .000 -1.000 -1.000 .000 .000 -.477 .000 .000 -.477 .000 .000 -.523 .000 .000 -1.000
4 -1.000 -.477 -.477 -.523 .000
5 -1.000 -.640 .360 -.360 .000
FACTORES A, barra 2 como referencia Flujo 1 2 3 A 58.000 1.000 .000 .000 B 12.780 .000 .000 -.477 C 4.770 .000 .000 -.477 D 8.000 .000 .000 -.523 E 33.070 .000 .000 -1.000
4 .000 -.477 -.477 -.523 .000
5 .000 -.640 .360 -.360 .000
FACTORES A barra 3 como referencia Flujo 1 2 A 58.000 1.000 .000 B 12.780 .477 .477 C 4.770 .477 .477 D 8.000 .523 .523 E 33.070 1.000 1.000
4 .000 .000 .000 .000 1.000
5 .000 -.162 .838 .162 1.000
3 .000 .000 .000 .000 .000
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Factores A para barra 3 con barra 1 de referencia
D
BARRA 2
-0,523
E
BARRA 3
-1
A
BARRA 1
-1
B
-0,477
C
-0,477 BARRA 5
BARRA 4
FACTORES A, barra 4 como referencia Flujo 1 2 3 A 58.000 1.000 .000 .000 B 12.780 .477 .477 .000 C 4.770 .477 .477 .000 D 8.000 .523 .523 .000 E 33.070 .000 .000 -1.000
4 .000 .000 .000 .000 .000
5 .000 -.162 .838 .162 .000
FACTORES A, barra 5 como referencia Flujo 1 2 3 A 58.000 1.000 .000 .000 B 12.780 .640 .640 .162 C 4.770 -.360 -.360 -.838 D 8.000 .360 .360 -.162 E 33.070 .000 .000 -1.000
4 .000 .162 -.838 -.162 .000
5 .000 .000 .000 .000 .000
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Factores
A o GSDF
D o GGDF
C o GLDF
Aplicable para uso por
Generación o carga
Generación
Carga
Flujo total
Flujo total
Asignación de Flujo pagos basado incremental en Dependencia Barra referencia y direcciones flujo
Condiciones Condiciones operacionales operacionales
Características de los factores de distribución para pagos de transmisión
Country
Argentina
Bolivia
Chile
Generationtransmission pricing
Nodal pricing, Nodal pricing, Nodal pricing, Single bus based on bids based on costs based on costs market price, based on bids
Open access regulation
Fully regulated Fully regulated Negotiation process between parties is regulated
Fully regulated Fully regulated
System to be paid
Determined by Economically Negotiated by the regulator adapted system parties determined by the regulator
Economic minimum system determined by the regulator
Economically adapted system determined by the regulator
Value to be paid
Replacement Replacement value, sunk value values for existing installations at privatisation.
Replacement value
Replacement value
Paid by
Generators
Generators (50%) and consumers (50%)
Generators, transferred in tariff to consumers
Replacement value
Generators Generators and consumers
Colombia
Perú Nodal pricing, based on costs
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Country
Argentina
Bolivia
Chile
Colombia
Perú
Allocation of payments
Based on use of network, given incremental changes
Based on use of network, given incremental changes.
Based on use of network, given incremental changes.
Based on use of network, given incremental changes.
Based on postage stamp scheme
Usage measured
At peak conditions
Different operating conditions
At peak conditions
At conditions of maximum transmission usage
Prorata of payments based on
Maximum transmitted flow
Generators' Maximum peaking transmitted capacity and flow consumers' peak demand
Transmitted Generators' peaking flow with capacity additional adjustment to allocate 50% to generators and 50% to consumers
Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos , Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 40
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Método Basado en el Beneficio del Usuario
• Se distribuye los cargos complementarios entre agentes (generadores y consumidores) pero sólo cuando se benefician económicamente de la inversión en una determinada instalación. • Los cargos son proporcionales al beneficio neto que percibe cada agente debido a la existencia de dicha instalación. • Para toda línea planificada con criterios económicos, los beneficios totales son superiores a los costos totales.
Método Basado en el Beneficio del Usuario • Los beneficios netos aportados a cada usuario por una instalación especifica se calculan como: – Generadores:
Beneficio Neto generadores = Costo con instalación - Costo sin instalación – Consumidores:
Beneficio Neto consumidores = Ingreso con instalación - Ingreso sin instalación • El beneficio de la instalación puede presentarse por : » Modificaciones en el precio (costo o ingreso) » Modificaciones en la cantidad de energía comprada/vendida
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Desafíos en la remuneración • • • • • • • •
Determinación de remuneración necesaria y suficiente Concepto de “Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión. Señales económicas de remuneración para la expansión. Remuneración de servicios complementarios. Tratamiento de la congestión Identificación de derechos de transmisión Esquema de reservas de capacidad y acceso firme Remuneración y peajes interconexiones internacionales y regionales
• Investigación en juegos cooperativos de asignación de peajes
M. Pereira, 1999 Venezuela Colombia Ecuador Perú-SICN
Brasil-N Brasil-NE
Perú-SISUR Brasil-SE
Bolivia
Paraguay Chile-SING Brasil-Sur Argentina Mercado Uruguay
Chile-SIC Argentina Comahue
Remuneración interconexiones eléctricas 42
