aspectos tÉcnicos y remunerativos de los ...hrudnick.sitios.ing.uc.cl/paperspdf/vergara.pdfen los...
Post on 07-Sep-2020
6 Views
Preview:
TRANSCRIPT
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERÍA
ASPECTOS TÉCNICOS YREMUNERATIVOS DE LOS
SERVICIOS COMPLEMENTARIOSEN SISTEMAS ELÉCTRICOS
DESREGULADOS
JUAN IGNACIO VERGARA CORREA
Memoria para optar al grado deIngeniero Civil de Industrias
Profesor Supervisor:HUGH RUDNICK V. D. W.
Santiago de Chile, 2000
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERÍADepartamento de (departamento)
ASPECTOS TÉCNICOS YREMUNERATIVOS DE LOS
SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ENSISTEMAS ELÉCTRICOS
DESREGULADOS
JUAN IGNACIO VERGARA CORREA
Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK V. D. W.
CELSO GONZALES G.
EDUARDO RICKE
Para completar las exigencias del gradode Ingeniero Civil de Industrias
Santiago de Chile, 2000
i i
A mis Padres, hermanos y amigos,que me apoyaron mucho.
i i i
AGRADECIMIENTOS
Mis sinceros agradecimientos a todos aquellos que, con su colaboración y
estímulo, significaron una ayuda en la realización de este trabajo.
De manera muy especial quiero agradecer a los Profesores Hugh Rudnick
y Celso Gonzales por su constante apoyo, guía y dedicación a esta memoria.
También agradezco el apoyo brindado por Verónica Cortez, Juan Pablo Díaz y
Eduardo Recordon, quienes con sus comentarios y ayuda han colaborado de manera
inestimable en la investigación realizada.
Deseo agradecer, asimismo, a las personas de diferentes empresas
eléctricas, centros de investigación y Universidades, que con su valiosa información
contribuyeron a perfilar el enfoque y a completar el estudio de los temas tratados:
Eduardo Morel y Eduardo Ricke, de Colbún S.A.; Juan Adames, de la Universidad
Nacional de San Juan (Argentina); Chris Deague y Bill Truscott, de NEMMCO
(Australia); Paul Bilyk, de ACCC (Australia); Eric Hirst, de ORNL (Estados
Unidos); James Bushnell, de University of Berkeley (Estados Unidos); José F.
Barceló, de Omel (España); Jorge Latorre, de Iberdrola (España); José Ignacio de la
Fuente y Michel Rivier, de la Universidad Pontificia de Comillas (España); Bjorn
Harald Bakken, de Sintef (Noruega); Julian Cox, Andrew Malins, Joss Clarke y
Graham Roberts, de NGC (Inglaterra).
Finalmente, se agradece el apoyo del proyecto FONDECYT y de Endesa,
a través de su Unidad de Investigación y Desarrollo en la Universidad Católica de
Chile.
ÍNDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA...........................................................................................................ii
AGRADECIMIENTOS...............................................................................................iii
ÍNDICE DE TABLAS................................................................................................vii
ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................viii
RESUMEN................................................................................................................... x
ABSTRACT ................................................................................................................xi
I. Introducción ........................................................................................................ 1
II. Los Servicios Complementarios en el Sector Eléctrico ...................................... 3
2.1 Descripción General de los Sistemas Eléctricos......................................... 3
2.2 Análisis del Sistema de Transmisión.......................................................... 7
2.2.1 Propietarios de la Transmisión......................................................... 7
2.2.2 Negociador de la Energía ................................................................. 7
2.2.3 Operador Independiente del Sistema (OIS) ..................................... 9
2.2.4 Coordinadores de Programación ...................................................... 12
2.2.5 Proveedor de los Servicios Complementarios.................................. 13
2.3 Definición de los Servicios Complementarios ......................................... 17
III. Aspectos Relevantes de Algunos Sistemas Eléctricos del Mundo ................... 19
3.1 Reino Unido.............................................................................................. 19
3.1.1 Estructura de la Industria ................................................................. 20
3.1.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 24
3.1.3 Servicios Complementarios ............................................................. 26
3.2 Países Nórdicos ........................................................................................ 37
3.2.1 Estructura de la Industria ................................................................. 38
3.2.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 41
3.2.3 Servicios Complementarios ............................................................. 45
3.3 España....................................................................................................... 52
3.3.1 Estructura de la Industria ................................................................. 53
3.3.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 58
3.3.3 Servicios Complementarios ............................................................. 66
3.4 Estado de California (EE.UU.) ................................................................. 72
3.4.1 Estructura de la Industria ................................................................. 73
3.4.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 75
3.4.3 Servicios Complementarios ............................................................. 79
3.5 Australia ................................................................................................... 88
3.5.1 Estructura de la Industria ................................................................. 89
3.5.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 92
3.5.3 Servicios Complementarios ............................................................. 97
3.6 Argentina ................................................................................................ 114
3.6.1 Estructura de la Industria ................................................................. 115
3.6.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 116
3.6.3 Servicios Complementarios ............................................................. 118
IV. Análisis Comparativo de los Servicios Complementarios.............................. 125
4.1 Aspectos Generales sobre su Provisión.................................................. 125
4.1.1 Estructuras Organizacionales ........................................................... 126
4.1.2 Organismo Coordinador de la Provisión.......................................... 129
4.1.3 Mecanismo de Gestión..................................................................... 132
4.1.4 Selección de los Principales Servicios ............................................. 136
4.2 Comparación para cada Servicio ............................................................ 138
4.2.1 Aspectos Técnicos............................................................................ 138
4.2.2 Aspectos Económicos ...................................................................... 149
4.3 Comparación y Referencia de Precios.................................................... 158
V. Aplicación al Sistema Eléctrico de Chile........................................................ 169
5.1 Descripción del Sector Eléctrico Chileno............................................... 169
5.1.1 Estructura de la Industria ................................................................. 170
5.1.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 177
5.2 La Confiabilidad en la Legislación Chilena ........................................... 180
5.2.1 Normativa y Regulación Vigente..................................................... 180
5.2.2 Problemas Actuales de Confiabilidad .............................................. 182
5.3 Solución Propuesta ................................................................................. 185
5.3.1 Necesidad de los Servicios Complementarios ................................. 186
5.3.2 Coordinador de la Provisión ............................................................ 188
5.3.3 Inserción en la Estructura Organizacional ....................................... 190
5.3.4 Determinación de los Montos .......................................................... 192
5.3.5 Mecanismo de Gestión y Reembolso............................................... 193
5.3.6 Servicios Complementarios Propuestos........................................... 195
VI. CONCLUSIONES .......................................................................................... 204
BIBLIOGRAFIA...................................................................................................... 206
v i i
ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
Tabla 2.1: Principales Servicios Complementarios y sus definiciones ........................... 16
Tabla 3.1: Pagos por los Servicios Complementarios en Australia............................... 101
Tabla 4.1: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio
Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia ...................................... 139
Tabla 4.2: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio
Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia .................................. 141
Tabla 4.3: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio
Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia...................................... 143
Tabla 4.4: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio
Complementario de Control de Voltaje................................................................. 145
Tabla 4.5: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio
Complementario de Partida Autónoma ................................................................. 147
Tabla 4.6: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio
Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia ...................................... 149
Tabla 4.7: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio
Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia .................................. 151
Tabla 4.8: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio
Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia...................................... 153
Tabla 4.9: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio
Complementario de Control de Voltaje................................................................. 155
Tabla 4.10: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio
Complementario de Partida Autónoma ................................................................. 157
v i i i
ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
Figura 2.1: Segmentación del Sector Eléctrico por Funciones.......................................... 5
Figura 3.1: Principales Agentes del Sector Eléctrico de Inglaterra y Gales.................... 23
Figura 3.2: Diagrama de Pagos entre Participantes del Sector Eléctrico de Inglaterra y
Gales........................................................................................................................ 26
Figura 3.3: Rangos Admisibles para los Voltajes del Sistema Inglés ............................. 29
Figura 3.4: Etapas del Plan de Partida Autónoma, para la Recuperación del Sistema
Eléctrico de Inglaterra y Gales ................................................................................ 36
Figura 3.5: Estructura Organizacional del Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos..... 38
Figura 3.6: Esquema de las Principales Tareas de Programación y Despacho en los
Diversos Mercados Eléctricos de los Países Nórdicos ............................................ 45
Figura 3.7: Etapas del Mercado Eléctrico de España ...................................................... 59
Figura 3.8: Diagrama de Flujo del Mercado Diario en España....................................... 61
Figura 3.9: Diagrama de Flujo de la Gestión de Restricciones Técnicas y los
Servicios Complementarios en España ................................................................... 62
Figura 3.10: Diagrama de Flujo del Mercado Intradiario en España .............................. 64
Figura 3.11: Esquema de la Organización y Gestión del Mercado Eléctrico Español .... 66
Figura 3.12: Principales Interconexiones del Sistema Eléctrico de California con
otros Sistemas.......................................................................................................... 73
Figura 3.13: Principales Agentes del Sector Eléctrico del Estado de California ............ 75
Figura 3.14: Diagrama del Mercado Eléctrico en California .......................................... 77
i x
Figura 3.15: Representación Gráfica y General del Control de Voltaje en los
Sistemas Eléctricos.................................................................................................. 86
Figura 3.16: Sistemas Eléctricos en Australia................................................................. 89
Figura 3.17: Diagrama del Sector Eléctrico en Australia................................................ 92
Figura 3.18: Estructura Organizacional del Sector Eléctrico en Argentina................... 116
Figura 4.1: Estructura Organizacional General de los Sistemas Eléctricos .................. 127
Figura 4.2: Principales Funciones del Operador del Sistema........................................ 130
Figura 4.3: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de
Inglaterra................................................................................................................ 160
Figura 4.4: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de los
Países Nórdicos ..................................................................................................... 162
Figura 4.5: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico del
Estado de California .............................................................................................. 163
Figura 4.6: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de
España.................................................................................................................... 164
Figura 4.7: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de
Australia ................................................................................................................ 166
Figura 5.1: Esquema de la Organización de la Industria Eléctrica de Chile ................. 173
Figura 5.2: Diagrama de Funcionamiento del Mercado Eléctrico de Chile .................. 179
Figura 5.3: Aspectos del Análisis de los Servicios Complementarios .......................... 186
Figura 5.4: Provisión de los Servicios Complementarios en la Estructura
Organizacional del Sector Eléctrico de Chile........................................................ 191
x
RESUMEN
En los últimos años, se ha producido una gran reorganización en los
mercados eléctricos del mundo entero, con importantes cambios en su estructura,
tendientes a aumentar la eficiencia y competitividad en los mismos y con el objetivo
final de beneficiar a los propios usuarios o consumidores. Las características
particulares de esta industria —tales como la imposibilidad de almacenamiento de la
electricidad y el consiguiente balance que debe haber entre oferta y demanda, en todo
momento, o la existencia de energía y potencia activa y reactiva— le dan al Mercado
Eléctrico una estructura muy particular.
En el presente trabajo se hace un estudio de varios Sistemas Eléctricos
del mundo, analizando principalmente la forma en que han implementado los
Servicios Complementarios, las soluciones técnicas encontradas para su provisión,
los principios económicos que subyacen en los mecanismos utilizados para
tarificarlos y comercializarlos, etc. Concretamente, se escogieron para esta
investigación seis Sistemas Eléctricos diferentes, a saber: el del Reino Unido, los
Países Nórdicos (especialmente Noruega y Suecia), España, el Estado de California
(EE.UU.), Australia y Argentina. Para cada uno de los países estudiados, se analizan
tanto los aspectos técnicos como económicos relacionados con la producción,
entrega, provisión, comercialización y pago de los Servicios Complementarios,
realizándose posteriormente una comparación paralela entre ellos, con el objeto de
destacar los aspectos más relevantes e intentar sacar conclusiones útiles acerca de las
ventajas que presenta cada estructura.
Finalmente, se propone una forma de implementar un Mercado para la
provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico de Chile. En
base al análisis realizado, se sugieren soluciones aplicadas a las necesidades actuales
de dicho Sistema y se destacan algunas conclusiones útiles, que permitan guiar
futuras investigaciones, en la línea de determinar la mejor forma de implementación
de los Servicios Complementarios necesarios para asegurar la confiabilidad en la
operación del Sistema y lograr una provisión eficiente de los mismos.
x i
ABSTRACT
In the last years, it have happened a great reorganisation in the Electrical
Markets of the world, with important changes in their structures, for increase the
efficiency and competitiveness of these markets, with the final objective of increase
the benefits of the consumers. The particular characteristics of this industry —such
as the impossibility to storing the electricity and, consequently, the permanent
balance that it must exist between supply and demand, or the existence of real and
reactive power— all them give to this Market a very particular structure.
This work presents a study of several Electrical Power Systems around
the world, principally analysing the form of implementation of the Ancillary
Services, with its technical solutions, the aconomical principles used for the
tariffication and commercialisation, etc. In fact, six different Electrical Systems were
chosen for this investigation: the English, Nordic, Spanish, Californian (USA),
Australian and Argentinean Systems. For all of them, both the technical and the
economical aspects, related with the production, deliverance, provision, sale and
payments of the Ancillary Services, were descripted, with the aim of discovering the
main aspects and to obtain useful conclusions about the advantages of each structure.
Finally, is proposed a specific way for implementing a Market for the
Ancillary Services' provision in the Electrical Power System of Chile. Based in this
analysis, many solutions are suggested, according with the actual needs of the
Chilean System, and several useful conclusions are achieved, as the guidance for
future investigations, that will be necessary to investigate and determinate with more
proof the most adequate form for make the provision of the Ancillary Services,
needed to ensure the reliability of the operation of the Chilean System and a correct
and efficient provision of this services.
1
I. INTRODUCCIÓN
En los últimos años, se ha producido una gran reorganización en los
Mercados Eléctricos del mundo entero, con importantes cambios en su estructura,
buscando desagregar el suministro en diversos servicios y funciones, tendientes a
aumentar la eficiencia y competitividad en los mismos y con el objetivo final de
beneficiar a los propios usuarios o consumidores. Las características particulares de
esta industria —tales como la imposibilidad de almacenamiento de la electricidad y
el consiguiente balance que debe haber entre oferta y demanda, en todo momento; la
existencia de energía y potencia activa y reactiva; o la presencia de economías de
escala en negocios como la Transmisión eléctrica— le dan a este Mercado una
estructura muy particular, que muchas veces no permite tratarlo en forma fácil ni
única, desde un punto de vista tanto técnico como económico. Lo anterior explica las
variadas propuestas de organización industrial y de regulación que se han dado en los
diferentes países.
En este contexto de reorganización, un aspecto que ha ido cobrando cada
vez mayor importancia es la confiabilidad en la operación de los Sistemas de
Potencia, propendiendo a garantizar determinados niveles de seguridad y calidad del
suministro eléctrico. Para enfrentar estos nuevos desafíos, se ha implementado en
varios países del mundo un Mercado de Servicios Complementarios (paralelo al
Mercado Básico o Primario de la potencia y energía eléctricas), donde participan los
generadores, transmisores, distribuidores y consumidores.
Cabe señalar, sin embargo, que la descomposición del Mercado Eléctrico
en uno Básico y otro Complementario, no ha sido del todo comprendida por los
usuarios y agentes del sector, debido a que el Mercado Básico se ha concentrado en
los productos más fácilmente aceptados y conocidos, como son la compra y venta de
energía (que se da en lo que suele denominarse el “Mercado Spot”) y la compra y
venta de Capacidad de Transmisión o “Peajes”.
La realidad de los Servicios Complementarios es un tanto diferente, pero
más bien en la forma que en el fondo, como se describirá más adelante. En efecto, tal
como se demuestra en este trabajo, la existencia de un Mercado Básico requiere
2
necesariamente de un Mercado Complementario: ambos son indispensables dentro de
la desagregación funcional implementada con las nuevas reformas del sector.
3
II. LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS EN EL SECTOR
ELÉCTRICO
2.1 Descripción General de los Sistemas Eléctricos
Como ya se ha hecho ver, en todo el mundo la industria eléctrica ha
sufrido una gran reestructuración. Esta tendencia, comenzada en Chile a principios de
los ochenta y seguida luego por Inglaterra y otros países, ha tomado diferentes
formas en cada uno. A continuación se presenta un análisis de los principales
componentes que forman parte de la estructura de estas emergentes industrias
eléctricas a nivel mundial.
En los diferentes países, se ha implementado una amplia gama de
modelos de operación de estos Sistemas, donde suele prevalecer la separación entre
Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización como negocios diversos,
la consideración de la Transmisión como un monopolio natural y una regulación que
propicie un ambiente de sana competencia para aquellas funciones consideradas
libres de la presencia de Economías de Escala (usualmente, la Generación y la
Comercialización), así como un funcionamiento eficiente de las actividades
consideradas monopólicas (en general, la Transmisión y la Distribución).
En este contexto, se ha planteado que la existencia de un segmento
competitivo en Generación requiere de un acceso abierto en la Transmisión como
una condición necesaria para asegurar dicha competencia. Esto resulta crítico toda
vez que un adecuado acceso a dicha Red permite que los usuarios se beneficien
totalmente de la competencia que se dé entre los generadores. Por otro lado, una
deficiente regulación o indefinición del acceso abierto impide el desarrollo de una
sana y eficiente competencia en el sector Generación. Es, por tanto, muy relevante el
rol que desempeña el segmento de la Transmisión en este nuevo orden.
Un análisis más detallado de las reformas implementadas muestra que el
sector de la Transmisión puede desagregarse aún más en diversas funciones y
servicios, permitiendo su provisión y/o su comercialización como productos
separados. La más usual desagregación de los servicios de Transmisión corresponde
a la separación que ya se ha mencionado, entre los servicios básicos de Transmisión
4
y los servicios de soporte a la Transmisión, también llamados Servicios
Complementarios.
A continuación se presenta una figura esquemática, que representa las
partes en que suelen dividirse los Sistemas Eléctricos (aunque no siempre de un
modo explícito). El significado de las siglas que en ella aparecen es el siguiente:
G : Generadores
V : Vendedores
CP : Coordinadores de la Programación
NE : Negociador de la Energía
OIS: Operador Independiente del Sistema
SC : Proveedor de los Servicios Complementarios
PT : Propietarios de la Transmisión
C : Comercializadores
D : Distribuidores
5
Figura 2.1: Segmentación del Sector Eléctrico por Funciones
De acuerdo a la experiencia internacional, se ha esquematizado en la
figura anterior la estructura de los nuevos Mercados Eléctricos y sus principales
componentes. Cada componente representa un segmento del Mercado, entre los que
se cuentan los siguientes:
· Sector Generación:
Compañías Generadoras
Vendedores
6
· Sector Transmisión:
Propietarios de la Transmisión
Negociador de la Energía
Operador Independiente del Sistema
Coordinadores de la Programación
Proveedor de Servicios Complementarios
· Sector Distribución:
Comercializadores
Distribuidores
Lo que aquí se entiende por Vendedores, dentro de los participantes en el
sector de la Generación, corresponde a entidades que existen en algunos Sistemas
Eléctricos (como el de Inglaterra) y que se caracterizan por vender suministro
eléctrico, pero sin tener propiedad sobre los recursos físicos de Generación, sino que
actúan simplemente como intermediarios comerciales entre los productores de la
electricidad y otros agentes que deseen adquirirla.
En ciertas estructuras de Mercado, todas estas funciones son
desempeñadas por diferentes entidades, pero es muy frecuente que varios de estos
roles sean ejercidos a la vez por un solo agente, que posee más de una atribución.
Para tener una idea más clara acerca de la importancia que están teniendo
los Servicios Complementarios en los emergentes Mercados Eléctricos del mundo,
conviene antes aclarar la organización del sector de la Transmisión, que tiene una
especial importancia en el presente trabajo, puesto que es en la Red de Transporte
donde suele insertarse el ente responsable de la provisión de los Servicios
7
Complementarios, si bien participan en su provisión y transacción agentes de todos
los sectores del Mercado Eléctrico.
2.2 Análisis del Sistema de Transmisión
Basándose en la figura antes presentada, se hace a continuación una
descripción más a fondo de los componentes que forman parte del sector
Transmisión, a objeto de destacar la importancia y ubicación de los Servicios
Complementarios, dentro de la estructura general del Sistema Eléctrico.
2.2.1 Propietarios de la Transmisión
La premisa básica del acceso abierto es que los propietarios y
proveedores de la Transmisión traten a todos los usuarios de un modo no
discriminatorio y sobre bases similares. Este requerimiento podría ser difícil de
asegurar si los propietarios de la Transmisión tienen cualquier interés financiero en la
Generación o Comercialización de energía. Una forma muy frecuentemente utilizada
es la de designar un Operador Independiente del Sistema, para que lo opere y provea
los servicios relacionados.
La mantención del Sistema de Transmisión generalmente forma parte de
las responsabilidades de los Propietarios.
2.2.2 Negociador de la Energía
Su primera función es proveer una instancia o foro para que se dé la
oferta y demanda de energía eléctrica en Mercados de Energía “a futuro” (o “de
anticipación”). El horizonte del Mercado puede tener un rango desde una hora hasta
varios meses, siendo lo más frecuente las transacciones un día antes, para la
planificación de la operación. Dependiendo del diseño del Mercado, el Mercado de
Anticipación Diaria puede ser precedido por uno de más largo plazo y acompañado
por Mercados de Anticipación Horaria, en los cuales se definen las oportunidades de
transacción de energía una o dos horas antes del momento de la operación misma.
En su versión más simple, el Negociador de la Energía puede proveer una
tabla o boletín con los oferentes y los clientes, asociándolos a través de contratos
8
bilaterales. Pero lo más usual es que actúe como un Pool para las ofertas y demandas,
estableciendo un “Precio de Equilibrio del Mercado” (PEM), que es la base para el
establecimiento de los compromisos en los Mercados a Futuro; independientemente
de sus precios solicitados, todos los oferentes seleccionados reciben el PEM. Esto
hace que el Mercado sea más competitivo y que el precio de la energía esté más cerca
de su costo marginal.
Dependiendo del diseño del Mercado y las reglas establecidas, las ofertas
de energía pueden incluir varios componentes en los precios o uno solo. En el primer
caso, pueden incluir precios separados para la partida de la unidad, la operación sin
carga y la energía; si el precio es único, se incluye en el de la energía todos los
demás. Pero en ambas situaciones se da una diferencia de los precios según el nivel
de consumo de energía dado.
Para la determinación del precio de equilibrio de la energía —y sucede
algo parecido con los precios de algunos Servicios Complementarios— se está dando
a nivel global una cierta evolución, caracterizada por incorporar, en los cálculos de
los precios de Mercado, cada vez más los costos marginales o costos incrementales
de operación, y cada vez menos los costos hundidos, de capital o de las inversiones
iniciales. Esto hace que los precios se acerquen mucho más a los de los Mercados
competitivos.
Por otro lado, también se observa en muchas partes la tarificación de
ciertos servicios —por ejemplo, la energía en el Mercado Primario o los reactivos en
el Mercado Secundario— sin tener en cuenta un pago por capacidad, sino sólo se
paga la utilización. El Mercado Eléctrico inglés ha dado pasos claros en esta
dirección, sobre todo en lo que se refiere al suministro de reactivos, que a partir de
abril de este año sólo se tarificará en base al uso (y no por capacidad). Conviene
hacer notar que, como es lógico, hay ciertos servicios que deben tarificarse por
capacidad, como sucede con las Reservas de Operación o con la Partida Autónoma,
entre otros.
En un capítulo posterior se verá con mayor detalle los aspectos
económicos y comerciales relacionados con los Servicios Complementarios y las
posibles formas de tarificación de los mismos.
9
2.2.3 Operador Independiente del Sistema (OIS)
Opera la Red y provee los servicios de Transmisión (tanto los básicos
como los de soporte, que posteriormente se explican mejor) a todos los clientes de la
misma. Un requerimiento básico para el Operador es su carencia de intereses
financieros en los recursos de la Generación y en los mercados relacionados con el
consumo de energía. La autoridad y las responsabilidades del Operador
Independiente del Sistema varían mucho en los diferentes esquemas existentes y
emergentes.
En la mayoría de los casos, la palabra “independiente” es interpretada
como ausencia de intereses y de propiedad del Operador con respecto a las empresas
de Transmisión. Sin embargo, esa separación entre operación y propiedad no es una
condición universal para que se dé el acceso abierto en la Transmisión; por ejemplo,
en el Reino Unido la NGC (National Grid Company) es simultáneamente dueño y
operador del Sistema de Transmisión.
Las responsabilidades y los campos de actividades de los distintos
Operadores de los Sistemas Eléctricos varían mucho de un país a otro; se analizarán
dichas funciones en cada una de las siguientes áreas de actuación:
a) Planificación y Programación
Las responsabilidades del OIS podrían incluir la programación de los
recursos de la Generación, de los Servicios Complementarios y de las empresas de
Transmisión.
La programación de la Generación puede o no formar parte de las
responsabilidades del OIS, pudiendo limitarse a la programación de los Servicios
Complementarios. En el caso en que la estructura organizacional no provea un
Mercado de la Energía, el rol del OIS en la programación se limitará a asegurar que
los planes presentados no causen congestión en la Transmisión, como sucede en
ERCOT (Sistema Eléctrico del Estado de Texas, EE.UU.).
Algo similar ocurre si existe un Mercado de Energía, pero otra entidad es
responsable de su operación: el OIS de California es un ejemplo, donde el
1 0
Negociador de la Energía maneja el Mercado energético y su separación con el IOS
es estricta.
En los casos donde el OIS es responsable del Mercado de la Energía, la
Programación de la Generación cae también dentro de su campo de acción.
El manejo de la congestión en la Transmisión es responsabilidad del OIS
en casi todos los modelos, pudiendo incluirse entre sus funciones de programación,
de despacho o en ambas, y se lleva a cabo en base a un marco de precios zonal o
nodal.
b) Despacho
Las responsabilidades del OIS en esta área pueden incluir despacho de
los recursos de Generación, Servicios Complementarios y empresas de Transmisión.
Dependiendo del modelo adoptado, el OIS puede tener autoridad para re-
despachar la generación en caso de congestión de la Transmisión. El manejo de la
congestión puede implicar cambios en la generación o en la demanda, basados en
precios incrementales o decrementales, repartidos entre los usuarios de la
Transmisión. Ése es el caso del OIS de California. En otras partes, como en el Estado
de Nueva York, el manejo de la congestión incluye el corte de transacciones
bilaterales, según prioridades preestablecidas.
c) Control y Monitoreo
El OIS tiene la función de supervisar y controlar la generación en tiempo
real; su rol en el control en tiempo real de la Generación puede limitarse a la
coordinación y monitoreo de la operación de las unidades generadoras que están
dentro de su jurisdicción, en cuyo caso, cada unidad usa sus propios sistemas de
Control Automático de la Generación (AGC), como ocurre en ERCOT. En
California, el OIS es responsable del AGC.
1 1
d) Análisis de Seguridad de la Red
El OIS es generalmente responsable de la confiabilidad en la operación
del Sistema, contra la ocurrencia de contingencias predecibles.
e) Administración del Mercado
El OIS puede o no tener responsabilidad en la administración del
Mercado de la Energía, pero —en cualquier caso— debe administrar el Mercado de
los Servicios Complementarios. Esto último es lo que se observa en prácticamente
todos los esquemas en que se contempla la provisión de estos servicios y su
conveniencia se deriva, entre otras cosas, de la necesidad que existe de una
coordinación centralizada de los Servicios Complementarios y de las ventajas
—especialmente en términos de eficiencia— que se obtienen al realizar el despacho
de estos servicios la misma entidad que tiene a su cargo el despacho de los servicios
eléctricos básicos y que vela por la correcta operación del Sistema en su conjunto.
La participación del OIS en el proceso de acuerdos depende del ámbito
de sus responsabilidades y de su interacción con los agentes del Mercado. El OIS
suele acordar con los usuarios del Sistema de Transmisión su nivel de costos en el
manejo de la congestión y en la provisión de los Servicios Complementarios, así
como lo referente a los costos administrativos.
Dependiendo de las reglas y del número de mercados que haya (Mercado
de Anticipación Diaria, Horaria, etc.), serán necesarios múltiples acuerdos con el
mismo agente para diferentes periodos. Por ejemplo, en California existe un sistema
de acuerdos triples, llamados de Anticipación Diaria, de Anticipación Horaria y en
Tiempo Real, los cuales son realizados por el OIS con sus clientes (Negociador de la
Energía y los Coordinadores de Programación) y con el Propietario de la
Transmisión, para sus distintos productos, como son los Servicios Complementarios,
el Manejo de la Congestión y el Balance Instantáneo de Energía.
Como se ve, las atribuciones del Operador Independiente del Sistema
respecto a la administración del Mercado Eléctrico, incluyen tanto aspectos técnicos
(como puede ser la métrica de lo que se ofrece o los estándares mínimos) como
1 2
económicos (tarificación y fijación de los precios, coordinación entre los agentes que
participan en el Mercado, etc.).
f) Propiedad y Planificación de los Recursos de Transmisión
El OIS puede o no ser el propietario de los recursos de Transmisión; sin
embargo, suele ser el responsable de la planificación coordinada de las empresas de
Transmisión.
Si el proveedor de la Transmisión u otros participantes no invierten en
construir las instalaciones necesarias para el buen funcionamiento de la Red, el OIS a
menudo tendrá que construirlas y recobrar los costos por medio de los usuarios de la
Transmisión, siguiendo los procedimientos aprobados. En el caso en que varios
candidatos ofrezcan construirlas, el OIS debe llevar a cabo una subasta.
2.2.4 Coordinadores de Programación
Entidades que analizan los programas de oferta y demanda de energía en
forma conjunta, con el objetivo principal de presentar al Operador Independiente del
Sistema los programas balanceados de energía (con la generación y la demanda
igualadas) para los Mercados a Futuro. Los Coordinadores de la Programación, en
los esquemas donde existen, son los únicos que tienen la facultad de negociar y tratar
con el Operador Independiente del Sistema.
El Negociador de la Energía puede ser considerado como un Coordinador
de Programación regulado.
Algunas estructuras restringen la Coordinación de la Programación a un
Pool central y no permiten la actuación de otros coordinadores; es el caso, por
ejemplo, del Reino Unido. En otros lugares no existe un Pool central ni un
Negociador de la Energía regulado, sino que la programación coordinada se hace en
forma descentralizada a través de las Áreas de Control existentes. Eso es lo que
sucede en el Estado de Texas (ERCOT), y en otros de Estados Unidos. Por otro lado,
en varias estructuras emergentes, los Coordinadores de Programación son
componentes que forman parte del Mercado, como sucede en California y Nueva
York.
1 3
2.2.5 Proveedor de los Servicios Complementarios
Provee los servicios de soporte a la Red de Transmisión, necesarios para
una operación confiable del Sistema de Potencia. La mayoría de los Servicios
Complementarios son, de hecho, recursos de energía o potencia activa o reactiva que
se requieren para operar el Sistema de un modo confiable y seguro.
Dependiendo de la estructura organizacional que se adopte, los Servicios
Complementarios pueden ser transados por el Negociador de la Energía en el
Mercado Básico, por el Operador del Sistema en el Mercado Secundario, o en ambos;
y también dicha provisión puede ser efectuada en forma agregada o desagregada. En
algunos casos, como por ejemplo en el Reino Unido, el Operador del Sistema de
Transmisión procura estos servicios y los carga a los usuarios del Sistema en un
costo agregado, llamado “Uplift” (que además contiene otros componentes).
En Estados Unidos, la Orden 888 de la FERC dispone que el Operador
del Sistema (Proveedor de la Transmisión) ofrezca algunos de los Servicios
Complementarios en forma desagregada, dando a los usuarios de la Transmisión la
posibilidad de auto-proveerse estos servicios u obtenerlos del mismo Operador del
Sistema; esto sucede para cuatro de ellos, a saber:
· Regulación
· Reserva Sincronizada
· Reserva No Sincronizada
· Balance de Energía
En el caso en que los usuarios no puedan o no deseen proveerse
autónomamente de estos servicios (en forma directa o por medio de contratos con
terceros), deberán obtenerlos del Operador del Sistema. Éste debe ofrecer tales
servicios y normalmente procurará hacerlo a través de subastas competitivas en el
Mercado a Futuro o determinando el precio a partir de las consideraciones de los
costos de operación, los costos de oportunidad u otros, según esté previsto para cada
servicio en cada legislación. El método más frecuente para establecer la provisión de
un determinado servicio es ordenar los posibles oferentes según sus costos y
1 4
determinar la provisión, buscando satisfacer la demanda al mínimo costo para el
Sistema.
Otros dos Servicios Complementarios deben ser también provistos por el
Operador, con la obligación de los usuarios a comprárselos a él:
· Control de Tensión (Potencia Reactiva)
· Control del Sistema y Redespacho
Lo anterior significa que estos dos servicios deben ser provistos sólo por
el Operador Independiente del Sistema (OIS) y que los agentes que los requieran
tienen la obligación de comprárselos a él, en la cantidad necesaria para cumplir los
estándares exigidos por el ente regulador.
Se ha hecho notar más de una vez la aparente asimetría dada por la
obligación que tienen las empresas de Transmisión de proveer esos servicios y la
ausencia de obligación, por parte de los clientes, para adquirir tales servicios del
proveedor de la Transmisión. Se suele decir, además, que la mayoría de los Servicios
Complementarios son provistos por la Generación —y no por la Transmisión— y,
por lo tanto, algunos de esos servicios pueden ser obtenidos en mercados
competitivos.
Algunos otros servicios de soporte a la Transmisión, como la
Compensación por Pérdidas o el Suministro de Refuerzo, pueden o no ser ofrecidos
por el Operador del Sistema. Por ejemplo, en California los agentes usuarios de la
Transmisión (Coordinadores de la Programación) deben presentar programas
balanceados, es decir, incluir en sus programas las pérdidas de la Transmisión
(basados en los “Factores de Pérdidas de la Transmisión”, publicados por el OIS).
Como ya se ha mencionado, no existe unanimidad acerca de la definición
exacta o de la clasificación de los Servicios Complementarios. Arriba se presentaron
los seis que exige la FERC en Estados Unidos, como un mínimo indispensable, pero
la lista de servicios que se han definido por diferentes entidades o personas es de una
amplitud mucho mayor.
1 5
De hecho, a partir de esta exigencia de la FERC, se formó una comisión o
grupo de trabajo en los Estados Unidos, con el apoyo de la NERC (National Electric
Realiability Council) y el EPRI (Electric Power Research Institute), el cual amplió la
lista dada por la FERC a doce servicios —incluyendo aquellos seis— pero que
prefirieron llamar, de un modo más general, “Servicios de Operación
Interconectada”. La siguiente tabla muestra con mayor claridad ambas
clasificaciones.
Una provisión óptima de los Servicios Complementarios debería incluir
el análisis simultáneo de las ofertas de energía y de estos servicios, lo cual hace más
compleja la programación y las rutinas computacionales de optimización. Sin
embargo, hay Mercados como el de California, cuya estructura no permite esta
optimización simultánea, por lo que deben usarse mecanismos de despeje separados
para el Mercado de la energía y el de los Servicios Complementarios. Esto simplifica
los programas, y más aún si se modela la provisión de estos servicios en forma
secuencial, de a uno a la vez. Pero de esta forma no se obtiene el óptimo, sino que se
llegan a mayores precios de los Servicios Complementarios. Este método,
originalmente adoptado en California, está siendo revisado para lograr uno más
racional en la adquisición de dichos servicios.
1 6
Tabla 2.1: Principales Servicios Complementarios y sus definiciones
Servicio Descripción Escala de Tiempo
Control del Sistema Programación anticipada de la generación y las transacciones, y control Segundos a horasen tiempo real de parte de la generación, para lograr el balance entre generación y carga, la seguridad de la transmisión y la preparaciónpara las emergencias
Provisión de Reactivos y Inyección o absorción de potencia reactiva por parte de los generadores, SegundosControl de Tensión para mantener los voltajes del Sistema de Transmisión dentro de los
rangos requeridos
Regulación Uso de generación equipada con dispositivos de control automático, para +/- 1 minutomantener, minuto a minuto, el balance entre la generación y la carga
Reserva de Operación Provisión de capacidad de generación (usualmente equipada con Segundosen Giro dispositivos de control automático), que está sincronizada con la red y sin hasta
carga, pudiendo responder en forma inmediata para corregir los 10 minutosdesbalances de energía causados por salidas imprevistas de componentes de generación o transmisión, y que está totalmente disponible en diez minutos
Reserva Fría Provisión de capacidad de generación y cargas desconectables, usada Menos deo Suplementaria para corregir los desbalances entre la generación y la carga, causados por 10 minutos
de Operación salidas imprevistas de generación o transmisión, y que está totalmentedisponible en diez minutos
Balance de Energía Uso de generación para corregir en forma horaria las diferencias entre las Horariamentetransacciones actuales y las programadas entre los proveedores y susclientes
Seguimiento de Carga Uso de generación para cubrir en forma horaria y diariamente las Horasvariaciones en la carga del Sistema
Suministro de Refuerzo Capacidad generadora que puede estar totalmente disponible dentro de 30 a 60 minutosuna hora y que se usa como refuerzo a las Reservas de Operación o porrazones comerciales
Reemplazo de Pérdidas Uso de generación para compensar las pérdidas en el Sistema de Horariamentede Transmisión Transmisión, desde los generadores hasta los consumos
Programación Dinámica Medición en tiempo real y uso de equipos computacionales, para realizar Segundoselectrónicamente las transferencias de generación o consumos entrediferentes áreas o sistemas
Partida Autónoma Capacidad de una unidad generadora de pasar de una condición de Cuando sedel Sistema inhabilitación a otra de operación, sin la asistencia de la red eléctrica, producen caídas
siendo capaz después de energizar la red, para ayudar a otras unidades a o cortespartir, cuando ocurren caídas en el Sistema
Servicios de Estabilidad Mantenimiento y uso de equipo especial, para mantener la seguridad del Cíclicode la Red Sistema de Transmisión
Servicios cuya oferta no es exigida por la FERC a los Proveedores de la Transmisión
Servicios que el Proveedor de la Transmisión debe ofrecer y los clientes deben comprárselos a él(por exigencia de la FERC )
comprárselos a él (pueden comprarlos a un tercero o autoproveerse de ellos, si lo desean )Servicios que el Proveedor de la Transmisión debe ofrecer, pero que los clientes no están obligados a
1 7
2.3 Definición de los Servicios Complementarios
El Mercado de los Servicios Complementarios es aquél que administra y
gestiona aquellos productos técnicos y humanos necesarios para hacer viable la
entrega de un suministro eléctrico en condiciones de seguridad y calidad de servicio
aceptables.
En este Mercado de los Servicios Complementarios o Mercado
Secundario, al igual que en el Primario, se ha intentado lograr una mayor
descomposición funcional entre las diferentes etapas de Generación, Transmisión y
Distribución, con el fin de brindar una mejor señal económica, para un suministro
eléctrico seguro y confiable.
Hay países, como Noruega o Inglaterra, en que el Mercado de los
Servicios Complementarios es ya una realidad y en otros, su implementación es
inminente; pero todavía existen lugares en que no se ha enfrentado adecuadamente el
problema, como es el caso de Chile. Si bien es cierto que cada vez se tiene mayor
conciencia de su necesidad, no hay aún un consenso general acerca de su provisión,
la estructura más adecuada para este nuevo Mercado o incluso la definición precisa
de algunos de estos servicios, existiendo actualmente diferentes sugerencias y
realidades en las diversas legislaciones.
Se suele definir los Servicios Complementarios como aquéllas funciones
realizadas por los equipos y el personal que genera, controla y transmite la
electricidad, y que sirven como soporte de los servicios básicos de generación,
provisión y entrega de energía y potencia. La Comisión Federal Reguladora de
Energía (FERC), de los Estados Unidos, definió tales servicios como aquéllos
necesarios para dar soporte a la Transmisión del suministro eléctrico, desde los
vendedores hasta los compradores, dadas las obligaciones de los diferentes agentes,
para mantener una operación confiable del Sistema Interconectado de Transmisión.
Estos servicios hacen viable la entrega del suministro eléctrico en condiciones de
calidad y seguridad aceptables.
1 8
Aunque el nombre más frecuente que se le da a tales servicios es el de
Ancillary Services (traducido al español como Servicios Auxiliares, o mejor,
Servicios Complementarios), entidades como la NERC (North American Electric
Reliability Council) han querido generalizarlos, llamándolos Interconnected
Operations Services (IOS) o “Servicios de Operación Interconectada”.
En el siguiente capítulo se analiza con más detención la forma en que se
ha implementado o propuesto este Mercado en distintos lugares del mundo y los
Servicios Complementarios que se consideran en cada cual. Dicha descripción se
realiza desde un punto de vista regulatorio o legal y también con un enfoque técnico
y económico.
1 9
III. ASPECTOS RELEVANTES DE ALGUNOS SISTEMAS
ELÉCTRICOS DEL MUNDO
Se presenta a continuación una descripción general de diferentes
Sistemas Eléctricos del mundo, con el fin de tener una visión más exacta de la
organización y el funcionamiento de algunos Mercados Eléctricos, que se
caracterizan, además, por la presencia de alguna forma de provisión y regulación
sobre los Servicios Complementarios, aunque difieren entre sí en varios aspectos.
3.1 Reino Unido
En los últimos diez años, la industria de la electricidad en el Reino Unido
ha sufrido dos cambios radicales: la privatización de casi todas las compañías y la
introducción de competencia al Mercado, junto con una completa reestructuración,
que buscaba crear un Mercado competitivo, independencia financiera con respecto al
Gobierno, mayores eficiencias, etc.
Para facilitar la competencia era fundamental separar los elementos
monopólicos del negocio (Transmisión y Distribución) de aquéllos susceptibles de
competencia (Generación y Comercialización).
Hay tres Sistemas Eléctricos separados en el Reino Unido: Inglaterra y
Gales, Escocia e Irlanda del Norte; sin embargo, se hará mención principalmente al
primero de éstos, por su mayor tamaño e importancia; en todo caso, existe una gran
semejanza entre todos ellos.
El Sistema Eléctrico de Inglaterra y Gales está formado por 18 zonas
eléctricas, división que se ha hecho siguiendo diferentes criterios, como por ejemplo,
de tipo geográfico (basado en áreas históricamente cubiertas para Distribución),
oportunidad de nuevas conexiones, cargos por uso del Sistema, provisión de
Servicios Complementarios (como el Control de Tensión o la Partida Autónoma),
congestiones de las líneas de Transmisión, etc.
2 0
3.1.1 Estructura de la Industria
El Acta de Electricidad de 1989 sentó las bases para la privatización y
reestructuración de la industria, introduciendo un Mercado competitivo en la
Generación y Comercialización de electricidad, y un sistema de regulación
independiente para la Transmisión y la Distribución, a cargo de un Director General,
cuya misión es asegurar un Mercado Eléctrico eficiente y competitivo, y proteger los
intereses de los consumidores.
Con la reestructuración de la industria en Inglaterra y Gales, en 1990 la
Generación quedó en manos de tres empresas: dos grandes generadores térmicos
—National Power y PowerGen—, en manos de privados, y uno nuclear, la Nuclear
Electric, empresa pública hasta 1996.
Para la operación de la Transmisión se creó la National Grid Company
(NGC), con la responsabilidad de facilitar la competencia y el correcto
funcionamiento del Mercado. A su vez, las doce Compañías Regionales de
Electricidad (REC), que corresponden a las empresas de Distribución en dicho
Mercado, se convirtieron en los principales dueños de la NGC, hasta 1995.
Cada REC poseía la franquicia de la provisión eléctrica en su respectiva
área, aunque los consumidores de más de 100 kW de demanda podían comprarle a
cualquier oferente. Este mercado de franquicias se terminó en 1998, dándosele a
todos los consumidores la libertad de comprar a quien quieran su suministro
eléctrico.
Por otro lado, la NGC se constituyó como Operador del Sistema,
encargándose de la coordinación del despacho del suministro en todo el Sistema
Inglés, quedando el Mercado, por su parte, organizado en base a un Pool, donde
participan todos los agentes del Sector y a través del cual se realizan las
transacciones económicas de todos los servicios relacionados con el suministro
eléctrico, tanto los básicos como los de soporte al Sistema. Más adelante, se explican
con más detalle las características de cada participante, su función dentro del Pool y
la estructura general del mismo.
2 1
a) Generación
Actualmente, 22 generadores independientes venden electricidad dentro
del Pool —un Mercado “commodity” abierto— sin obligación de vender y en forma
totalmente competitiva.
Cada unidad generadora puede declarar al Mercado diariamente, a las
10:00 AM, su capacidad disponible (MW) y el precio que cobrará por generar
(£/MW), para cada una de las medias horas del siguiente día; luego, serán llamadas a
generar por la NGC en orden ascendente de precios, estableciendo la más cara el
precio marginal de la energía del Sistema, que todas las demás recibirán por esa
media hora. Existe también un mecanismo de precios adicional, diseñado para
incentivar la provisión de capacidad generadora.
Esta forma de virtual valorización en tiempo real, necesariamente
produce volatilidad en los precios, lo cual no siempre es bien visto por los
compradores o vendedores. Por este motivo, existen contratos de corto y largo plazo
en el Pool, para hacer más predecibles los precios de la capacidad, tanto para los
consumidores, como para los generadores. Estos contratos se llaman “Contratos por
Diferencias” (CfD), que se gestionan en forma independiente entre los generadores y
los comercializadores, y suelen poseer un precio de ejercicio para una cantidad de
potencia y un periodo de tiempo especificados: el consumidor o el generador pagarán
la diferencia entre este precio predeterminado y el precio del Pool, según
corresponda. Los CfD son esencialmente instrumentos financieros para manejar el
riesgo y se usan para casi el 90% de la potencia transada en el Mercado.
b) Transmisión
La operación de la Red de Transmisión de 275 y 400 kV en Inglaterra y
Gales está a cargo de la NGC. Tiene el deber de desarrollar y mantener un eficiente,
coordinado y económico Sistema de Transmisión, junto con facilitar la competencia
en la Generación y Comercialización de la electricidad.
La NGC desempeña un rol clave en el Mercado Eléctrico; entre otras
funciones, se preocupa de los aspectos relacionados con las interconexiones, los
2 2
Servicios Complementarios y el sistema de pagos entre generadores y consumidores,
tendiente a agilizar las transacciones.
La NGC provee acceso abierto a la Red, pero sólo a las empresas
(generadoras o distribuidoras) que cumplan los requerimientos técnicos establecidos
por el Código de Red .
En general, hay poco ámbito para la competencia en la Transmisión, por
lo cual —con el fin de proteger a los clientes con respecto a los precios— los cargos
que la NGC cobra a los usuarios de la Red están sujetos al esquema tarifario RPI-X
(desde la privatización de la industria eléctrica, en abril de 1990). Esta forma de
control de los precios impide que el precio promedio (o los ingresos) crezcan más
allá de un nivel X especificado, por debajo de la tasa de inflación (medida por el RPI
o IPC, Índice de Precios al Consumidor). Dicho pago por la utilización del Sistema
de Transmisión se divide, a su vez, en dos partes: un cargo por la conexión y otro por
el uso, ambos regulados bajo el esquema tarifario antes mencionado .
c) Distribución y Comercialización
Está en manos de las Compañías Regionales de Electricidad (REC) en
Inglaterra y Gales. Para asegurar la competencia en la venta, las REC son requeridas
para proveer acceso abierto, sin discriminaciones, en sus redes de Distribución. En
consecuencia, no todos los usuarios a quienes una REC provee el servicio de la
Distribución eléctrica son necesariamente clientes o compradores suyos de la energía.
Los pagos por el uso de la Red de Distribución están regulados y se
determinan en base a la fórmula (RPI-X), que limita el alza de los precios de la
Distribución de un año a otro.
Por otro lado, sólo pueden vender electricidad las compañías que tengan
la licencia respectiva, con la cual las empresas distribuidoras (RECs) pueden
venderle a clientes fuera de su área de concesión, actuando así como
comercializadores. Estos precios —entre los comercializadores y sus clientes—
también son regulados y también se basan en la fórmula (RPI-X).
2 3
La siguiente figura muestra los principales participantes en la Industria
Eléctrica de Inglaterra y Gales, los cuales realizan las transacciones del suministro a
través de un mecanismo llamado Pool, cuyo funcionamiento se explica en la sección
que sigue.
Figura 3.1: Principales Agentes del Sector Eléctrico de Inglaterra y Gales
2 4
3.1.2 Funcionamiento del Mercado
El mecanismo de Mercado a través del cual se transa actualmente la
electricidad en este Sistema se conoce como el Pool de Electricidad de Inglaterra y
Gales. En él, los generadores ofrecen vender electricidad, la cual es demandada por
los Comercializadores.
El Pool facilita el proceso competitivo de ofertas entre generadores,
estableciendo el precio a pagarse por la electricidad para cada media hora del
siguiente día y cuáles generadores deberán funcionar para satisfacer la demanda
programada. Hasta las 10:00 horas de cada día, los generadores pueden presentar en
el Pool sus ofertas para la jornada siguiente, indicando cuánta electricidad están
dispuestos a generar para cada media hora de ese día y a qué precio. Estas ofertas
también deben contener, para cada unidad generadora, cualquier restricción operativa
que se tenga, como por ejemplo, los mínimos niveles de generación y la tasa a la cual
puede aumentar o disminuir el monto de suministro entregado.
La NGC, como Operador de la Red, es responsable de la programación y
el despacho diario de la Generación, para satisfacer la demanda actual; para ello,
hace un pronóstico de la demanda (más reservas), tomando en cuenta los factores
climáticos y los patrones de utilización de la demanda, para cada media hora del día
siguiente, después de lo cual, programa las ofertas de los generadores, de modo de
satisfacer esa demanda. En este proceso, la NGC utiliza el programa computacional
GOAL (Generator Ordering and Loading), cuyo objetivo es determinar el plan de
generación de menor costo diario total, tomando en consideración todas las
limitaciones de las plantas y las ofertas de los generadores. Esto se conoce como el
Programa Sin Restricciones.
Las restricciones del Sistema de Transmisión, las nuevas declaraciones
de disponibilidad por parte de los generadores y las diferencias entre la demanda
actual y la pronosticada pueden hacer necesario modificar el programa antes
mencionado. Generalmente, el precio de la unidad más cara requerida para satisfacer
la demanda pronosticada en cada media hora establece el precio de la energía,
conocido como Precio Marginal del Sistema (SMP).
2 5
A este precio, se le suma un Pago por Capacidad, que provee un
incentivo a los generadores para mantener un margen adecuado por sobre el nivel de
demanda. Este pago puede ser alto cuando el margen se acorta, pero también puede
ser cero si hay un exceso de generación disponible.
Los generadores venden potencia en el Pool a este Precio de Compra del
Pool (PPP), que corresponde a la suma entre el SMP y el Pago por Capacidad. Por su
parte, los comercializadores compran en el Pool al Precio de Venta del Pool (PSP),
que es igual al PPP más un costo llamado Uplift . Los comercializadores pagan por el
monto de electricidad que estiman utilizar en su punto de conexión a la Red de
Transmisión, aumentado por un factor que toma en cuenta las pérdidas en dicha Red.
El costo Uplift incluye, entre otros, los siguientes pagos:
- pagos por disponibilidad no programada: pagos a unidades queestaban disponibles, pero no fueron requeridas para generar.
- costos adicionales de generación: consecuencia de lasdiferencias entre la demanda pronosticada y la demanda actual, y entre ladisponibilidad pronosticada de los generadores y la actual.
- pagos por los Servicios Complementarios: necesarios paraasegurar la confiabilidad en la operación del Sistema, y de los cuales se hablacon más detalle en la siguiente sección.
El diagrama que se muestra a continuación corresponde a una
representación esquemática, que resume los principales pagos que se dan entre los
distintos agentes del Sistema Eléctrico:
2 6
Figura 3.2: Diagrama de Pagos entre Participantes del Sector Eléctrico de
Inglaterra y Gales
3.1.3 Servicios Complementarios
Como puede observarse en el esquema de la estructura organizacional del
Sector (Figura 3.1), entre los participantes en el Pool está el Proveedor de los
Servicios Complementarios (ASP), papel desempeñado actualmente por la NGC. La
función de esta entidad es la de contratar los Servicios Complementarios requeridos
para mantener el voltaje y la frecuencia dentro de estándares adecuados, junto con
proveer otros servicios tendientes a lograr una operación confiable del Sistema
Eléctrico. El pago por estos servicios se realiza en el Pool, por medio del
Administrador de Pagos del Sistema (SSA).
2 7
Los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico Inglés se
clasifican en tres categorías:
- Servicios Obligatorios: exigidos por el Código de Red y quedeben ser provistos por todos los generadores, a través de una operacióncentralizada, bajo la coordinación de la NGC. Puede ser el caso del Controlde Frecuencia y el Control de Voltaje.
-Servicios Necesarios: requeridos para cumplir con lasespecificaciones del Código, pero no es obligación de todos los generadoressu provisión. La NGC contrata estos servicios y paga por ellos en base a loscostos de provisión. Un ejemplo es la Partida Autónoma.
-Servicios Comerciales: no se especifican en el Código de Red,pero la NGC los emplea para lograr una adecuada operación del Sistema, entérminos de confiabilidad y calidad en la entrega del suministro eléctrico.Puede proveerlos cualquier generador y son contratados por la NGC a travésde procesos de ofertas competitivas, buscando minimizar los costos totalespara el Sistema. La Reserva Detenida (No Sincronizada) es un ejemplo deeste tipo de servicios.
En realidad, un mismo servicio puede ser de uno u otro tipo, dependiendo
de las condiciones específicas en que se contrate, del uso que le dé la NGC y de las
circunstancias en que se provea. Así, el servicio de Control de Voltaje, por ejemplo,
podría ser contratado como servicio comercial o ser exigido como obligatorio, en
diferentes casos.
Los montos de cada Servicio Complementario son determinados
anualmente por la NGC, para cada periodo de planificación (que generalmente son de
una hora), basándose en la demanda pronosticada, la capacidad de generación
disponible en el Sistema y la experiencia histórica, y buscando la mayor eficiencia en
la operación del Sistema. Por ejemplo, en ciertas horas del día en que la demanda
puede variar rápidamente, se requiere un monto mayor de Reserva, que permita
aumentar la generación en poco tiempo.
Diariamente, el Departamento de Control de la NGC realiza un
monitoreo continuo del Sistema y del despacho de los servicios, para que se provean
cuando y donde se necesiten.
2 8
Para los pagos por los Servicios Complementarios, la NGC emplea un
sistema de autofacturación, por el cual mide el uso que hace de tales servicios y
automáticamente factura por ellos a los proveedores, en base a pagos mensuales. Por
otro lado, todos esos costos para la NGC, por concepto de Servicios
Complementarios, forman parte de una componente Uplift, que se incluye en la tarifa
básica del suministro eléctrico y que recupera, así, de parte de todos los
consumidores, según su nivel de consumo, dentro de la operación diaria del Sistema.
Los Servicios Complementarios considerados en el Sistema Inglés son
los siguientes:
· Control de Voltaje.
· Control de Frecuencia.
· Reserva.
· Manejo de la Congestión.
· Partida Autónoma.
a) Control de Voltaje
Todas las unidades generadoras de más de 30 MW están obligadas a
controlar su voltaje y a mantener el Factor de Potencia entre 0,85 capacitivo y 0,95
inductivo. Esta provisión obligatoria de Control de Voltaje es pagada, aunque
—como se explica más abajo— de un modo diferente al pago por los montos que van
más allá de las exigencias del Código.
Uno de los aspectos principales en la evaluación de las ofertas por
Control de Voltaje, por parte de la NGC, es la ubicación de sus proveedores dentro
del Sistema de Transmisión y el uso estratégico de este servicio, con el fin de
mantener los voltajes en cada punto de la Red dentro de los límites admisibles. Este
rango para las tensiones es de +/-10% del voltaje nominal del nodo; la siguiente
figura muestra gráficamente este requerimiento:
2 9
Figura 3.3: Rangos Admisibles para los Voltajes del Sistema Inglés
El 1º de abril de 1998 se establece el Mercado de Potencia Reactiva,
cuyos contratos permiten a los generadores —o posibles proveedores— ofrecer
servicios obligatorios y comerciales. Existen dos formas de transar este servicio:
* Mecanismo de Pago “Base” (Default): pago por capacidad y porutilización, pero se espera que pronto habrá sólo pago por uso (por energíareactiva medida). A través de este mecanismo se paga el servicio obligatoriode Control de Voltaje.
Los pagos por capacidad varían a lo largo del Sistema deTransmisión, según el exceso o escasez que haya de potencia reactiva, encada Zona Eléctrica.
Los pagos por utilización son uniformes para todos losgeneradores.
Nat Gr id/PR/99/5421
MVArdemandados
MVArprovistos
Control de Volta jelímites exig idos
Límite inferior Límite superior
3 0
* Licitaciones u Ofertas: pagos alternativos por capacidad depotencia reactiva u ofertas por capacidad ampliada de potencia reactiva.
Se hacen dos licitaciones al año.
Los contratos son anuales, pudiendo alargarse,semestralmente.
Los pagos por capacidad, para este servicio, se mueven en el rango entre
£0 y £2.000 /MVAr p.a., en tanto que el pago por utilización es, en promedio, de
£0,63 /MVArh. Por otro lado, los costos totales por este servicio para el Sistema en
su conjunto ascienden a £50.000, anualmente.
b) Control de Frecuencia
La frecuencia del Sistema debe estar entre 49,5 y 50,5 Hz, lo que se logra
con un adecuado balance entre generación y carga. También se indica en el Código
de Red que, en caso de una contingencia —tal como la pérdida de más de 1.000 MW
de generación—, la frecuencia podría ser menor a 49,5 Hz, pero esto no debe durar
más de un minuto.
Los generadores síncronos proveen el servicio en forma continua;
grandes consumidores lo proveen ocasionalmente, por medio de su desconexión a
través de Relés de Baja Frecuencia (RBF).
Actualmente, la NGC está estudiando la posibilidad de que este servicio
sea provisto por un conjunto de cargas fluctuantes, agrupadas, lo cual está siendo
promovido por un agente —Yorkshire Electricity— que actúa como intermediario
para un conjunto de grandes consumidores.
Este servicio puede ser de dos tipos:
* Contención: aumento de generación o disminución de carga enforma casi instantánea, hasta 30 segundos después de una falla o hasta
3 1
alcanzar la frecuencia normal del Sistema. Se le llama también RespuestaPrimaria y Respuesta de Alta Frecuencia, respectivamente.
* Recuperación: aumento de generación o disminución de cargaen 30 segundos y hasta 30 minutos, siguiendo una falla en la frecuencia delSistema. Se le llama también Respuesta Secundaria de Frecuencia.
La Respuesta Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio para los
grandes generadores (sobre 50 MW) y exige de ellos un estatismo de 3 a 5%, como
mínimo, con una insensibilidad a los cambios de la frecuencia menor de +/-15 mHz.
Este servicio obligatorio se paga en base a los costos. Pero como éstos
son difíciles de determinar —calcular los sobrecostos debidos a la provisión de este
servicio— generalmente se tarifica todo en base a los precios resultantes de contratos
bilaterales anuales.
También podrían proveer este servicio grandes consumidores, que
contraten con el Operador para desconexión de carga.
Por su parte, la Respuesta o Regulación Secundaria de Frecuencia se
considera generalmente un servicio comercial, cuya provisión no es obligatoria y se
determina ya sea en base a ofertas o subastas competitivas, o por medio de contratos
bilaterales anuales. También hay acuerdos con grandes consumidores para
interrumpir su carga por un rato, cuando esto es necesario, los que se realizan
fundamentalmente a través de contratos bilaterales.
En general, los pagos que hace la NGC por estos servicios de Control de
Frecuencia (tanto Primaria como Secundaria) poseen una componente por la
capacidad disponible (£/MW) y otra por la utilización de la energía (£/MWh) durante
la provisión del servicio. Además, está contemplado un pago por MWh, llamado de
Manejo (Holding) o de Compensación, para los generadores que tengan que
disminuir su nivel actual de generación para proveer el servicio.
3 2
c) Reserva
Este servicio, conocido como Standing Reserve o simplemente Reserve,
corresponde aproximadamente a lo que suele conocerse en otros lugares como
Reserva Detenida o Reserva No Sincronizada, a pesar de que en el Sistema Inglés
puede ser provisto no sólo por unidades generadoras desconectadas de la Red, sino
eventualmente también por generadores sincronizados con capacidad disponible y
por cargas o consumos desconectables.
Los requerimientos de Reserva varían de acuerdo al perfil de la demanda
del Sistema (en las horas de demanda de punta, por ejemplo, o cuando todas las
unidades están al tope de su capacidad, los requerimientos por Reserva suelen ser
mayores), por lo cual la NGC busca especificar las necesidades del servicio en
términos de requerimientos estacionales, a través de los días laborales y festivos.
La Reserva, que puede ser provista por una combinación de reducción de
carga y un poco de generación, debería ser capaz de estar totalmente disponible en 20
minutos y mantenerse por lo menos dos horas.
Es poco probable —aunque no imposible— que a los generadores de
menos de 3 MW les convenga económicamente proveer este servicio, porque
requiere de equipos electrónicos de interfaz, para las instrucciones y el monitoreo de
las transacciones, cuyo costo es importante.
El uso de este servicio es, por definición, desconocido de antemano. En
los últimos años se ha usado típicamente entre 400 y 500 veces al año, 40% de
hidráulicas, 40% térmicas y 20% cargas (éstas últimas son las más caras en uso y,
por eso, las menos frecuentemente llamadas a participar en la provisión).
La duración del servicio depende de los costos de utilización y de
parámetros técnicos, pero en promedio es de 60 minutos (por llamada a despachar);
para las hidráulicas, como 0,6 horas; para las térmicas y las cargas, alrededor de 1,4
horas.
El volumen total de energía utilizado al año en Reserva No Sincronizada
es entre 60 y 90 GWh, repartido aproximadamente en: 33% térmicas, 65%
3 3
hidráulicas, 2% demanda. La potencia de Reserva anual procurada por la NGC es del
rango de 1900 a 2300 MW.
Este servicio lo proveen actualmente alrededor de 24 compañías en
Inglaterra.
La Reserva es contratada anualmente por medio de una subasta
competitiva. A través de procesos de ofertas, la NGC busca tener dos tipos de
provisión del servicio:
* Comprometido: un proveedor comprometido del servicio debeofrecer disponibilidad para todas las horas requeridas de la temporada y laNGC se compromete a aceptar y comprarle todos los servicios ofrecidos.
* Flexible: el proveedor flexible del servicio no está obligado aofrecer los servicios en todas las horas disponibles y la NGC no está obligadaa aceptar y comprar los servicios ofrecidos. La Reserva provista por unidadesparcialmente cargadas es pagada por medio de contratos en el Pool.
Los contratos pueden durar desde una temporada (como dos meses) hasta
más de dos años y funcionan en base a “ventanas”, es decir, con montos
especificados para ciertas horas del día, para complementar la Regulación de
Frecuencia provista por las plantas despachadas centralizadamente (AGC): esto
significa que la Reserva generalmente es provista durante los periodos de punta de la
curva de demanda diaria, pero no se requiere —o tiene muy poco valor— cuando hay
reserva inherente en el Sistema, que proviene de la generación parcialmente cargada.
Los pagos se hacen por:
- la disponibilidad del servicio (£/MW).
- el uso que de él haga la NGC (“Called-Off” Payment, £/MWh):toda la energía utilizada se paga a su precio en el Mercado, y además seincluye un pago de compensación (llamado Holding), por MWh, para losgeneradores que vean reducida su producción y venta de energía en el Pool,como consecuencia de ofrecer este servicio.
3 4
Generalmente, los servicios que se usan con más frecuencia tienen un
bajo precio de llamada y un alto precio de disponibilidad, y viceversa para los que se
usan poco.
La NGC compra este servicio basada en los costos esperados de cada
oferta, seleccionando la más barata, en términos globales.
La utilización esperada del servicio de cada oferente es determinada a
través de los patrones históricos de entrega, para cada uno de los diez tipos de
periodos (días laborales y festivos, en cinco épocas del año). Se deriva así un costo
por disponibilidad y otro por uso, que corresponden en promedio, para el Sistema en
su conjunto, al 75 y 25% de los costos totales por el servicio, respectivamente.
El costo de disponibilidad suele ser relativamente alto para las centrales
hidráulicas y para las térmicas a vapor (• £1.5/MW/hr) y bajo para las cargas
desconectables (• £0.5/MW/hr). En cambio, con el costo de utilización sucede al
revés: para las demandas tiende a ser más caro (> £100/MW/hr) que para las
centrales hidráulicas y de vapor (entre £55 y £100/MW/hr).
Según las estadísticas de la NGC, el costo promedio del servicio es de
alrededor de £9/kW/pa.
El costo total de este servicio se incluye en el Uplift de la Transmisión,
repartiéndolo entre todos los usuarios, según su nivel de energía consumida.
d) Partida Autónoma
En caso de una pérdida parcial o completa del Sistema Eléctrico, se
necesita retornarlo al funcionamiento normal, de la manera más eficiente posible.
Para ello, se utiliza la provisión de este Servicio Complementario.
Para poder proveer este servicio, una unidad generadora debe tener
alguna forma de energización independiente, para empezar a funcionar sin la ayuda
del Sistema Eléctrico. Una vez funcionando, la unidad generadora puede ser usada
para energizar parte del Sistema y ayudar a partir a otros generadores dentro de su
3 5
área. Así, con un conjunto de estas unidades, en diferentes puntos de la Red, puede
ser recuperado todo el Sistema después de una falla generalizada.
Los proveedores de este servicio deben ser capaces de comenzar a
funcionar después de un corte en el Sistema, energizar y sincronizarse con la Red de
Distribución local o con parte de la Red de Transmisión dentro de dos horas, y
mantener la provisión del servicio entre uno y cinco días, si fuera necesario, al 90 o
95% de la capacidad total y con la frecuencia no menor de 47 Hz.
La NGC últimamente está buscando la provisión de este servicio por
parte de un número reducido de Turbinas a Gas de Ciclo Combinado (CCGT), para
reflejar mejor los cambios en la disposición y el uso de la Generación y para obtener
un portfolio más balanceado y diversificado.
La naturaleza técnica de este servicio exige que sólo unidades con una
capacidad mayor que 200 MW estén generalmente en condiciones de proveerlo
adecuadamente.
La NGC selecciona estratégicamente generadores que provean el
servicio, con el fin de formar un esqueleto eléctrico básico dentro de la Red en las
primeras etapas de la reenergización del Sistema. La siguiente figura muestra
esquemáticamente las etapas principales en las que se suele programar el plan de
recuperación y energización del Sistema, luego de una caída generalizada:
3 6
Figura 3.4: Etapas del Plan de Partida Autónoma, para la Recuperación del
Sistema Eléctrico de Inglaterra y Gales
Desde el punto de vista económico, los pagos por este servicio son algo
diferentes en comparación con los demás: la NGC financia los costos iniciales de
instalación y puesta en marcha de los equipos auxiliares, que le dan al generador su
capacidad de Partida Autónoma; estos costos son bastante altos y se reparten durante
todo el periodo de construcción e instalación. Este pago es de £300 /kW,
aproximadamente.
Posteriormente, el proveedor recibe un pago por disponibilidad (del
orden de £10 por periodo de programación) y otro por utilización (alrededor de £50
/MWh).
e) Manejo de la Congestión
Las congestiones en la Red de Transmisión necesitan ser manejadas:
3 7
* técnicamente, para asegurar la integridad de la Red.
* económicamente, para limitar los sobrecostos que se puedenproducir y que provienen de los generadores relativamente más caros quedeben entrar y de los generadores más baratos que ya no se requieren.
La provisión de este servicio es coordinada por la NGC, a través de
contratos bilaterales anuales.
Ocasionalmente, la NGC puede contratar con generadores o con grandes
consumidores, para manejar la seguridad del Sistema y los precios.
Dependiendo del tipo de restricción, la generación o la demanda pueden
ser contratadas a priori o a posteriori.
3.2 Países Nórdicos
Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca han unificado sus Sistemas
Interconectados, formando un solo Mercado Eléctrico, pero dirigido por cuatro
Operadores Independientes del Sistema (uno por cada país), que suelen emplear
formas algo diferentes de manejar la congestión, regular la frecuencia, etc. Esta
estructura ha sido utilizada como base en California, aunque esta última es más
compleja. Todos ellos forman el Sistema Eléctrico Interconectado de Potencia de los
Países Nórdicos, que se conoce con el nombre de Nordel.
El Sistema Nórdico posee una combinación de centrales hidráulicas y
térmicas, aunque las primeras aportan la mayor parte de los recursos de Generación
eléctrica total. Este Sistema debe abastecer a una zona geográfica cuyo consumo está
distribuido en forma muy desigual. La mayoría de los recursos hídricos se encuentran
en el norte y el oeste del territorio, en tanto las centrales térmicas abundan más en la
zona sur-oriental.
Dada la clara preeminencia y el mayor tamaño que poseen los Sistemas
Eléctricos de Noruega y Suecia, con respecto a los de Finlandia y Dinamarca, se hará
especial referencia a los dos primeros en este trabajo.
3 8
3.2.1 Estructura de la Industria
La estructura organizacional, en cada uno de los Sistemas Eléctricos que
forman parte de Nordel, presenta una configuración como la que se muestra en la
figura siguiente. En ella también se hace referencia a la provisión de los Servicios
Complementarios, de los cuales se hablará en detalle más adelante.
Figura 3.5: Estructura Organizacional del Sistema Eléctrico de los Países
Nórdicos
Nótese que el Operador del Mercado corresponde a una entidad única
llamada Nord Pool (de la que se hablará posteriormente), en tanto que el Operador
del Sistema es distinto en cada país y coincide, en todos ellos, con el propietario y
operador de la Red de Transmisión, en el Sistema correspondiente. En todo caso,
todo lo que se explica a continuación se refiere principalmente —como ya se
indicó— a los Sistemas Eléctricos de Noruega y Suecia.
3 9
La Generación pertenece, en su mayor parte, al sector público, tanto en
Noruega como en Suecia: las más grandes compañías estatales son Vattenfall en
Suecia (28% de la capacidad instalada) y Statkraft en Noruega (13%). Entre las
compañías municipales destaca Sydkraft en Suecia, con el 14% y otras nueve en ese
país, que poseen otro 14% de la capacidad instalada; setenta compañías municipales
noruegas poseen el resto.
Existen 230 empresas de Distribución en manos de gobiernos locales en
Noruega y 270 en Suecia, algunas de las cuales tienen también Generación.
Las entidades reguladoras para los Sistemas de Transmisión son NVE en
Noruega y NUTEK en Suecia (organismos estatales). La expansión de las redes de
Transmisión se ha basado en el desarrollo de la generación y la carga, con las
consecuentes necesidades de Transmisión que esto ha creado. Las interconexiones en
este Sistema han estado motivadas por los beneficios económicos de la operación del
Sistema.
De acuerdo al Informe Anual de Nordel para 1998, la máxima demanda
en el Sistema de Potencia Nórdico fue de 58.400 MW (en enero) y el mínimo, de
26.300 MW (en julio).
El proceso de desregulación que se experimentó en el Sector Eléctrico,
tanto en Noruega como en Suecia, buscó terminar con la integración vertical que
existía, separando las diferentes actividades (Generación, Transmisión, Distribución
y Comercialización) y poniéndolas bajo la responsabilidad de empresas separadas.
Sin embargo, este proceso no incluyó —como en otras partes— la privatización de
tales empresas, sino que continuaron siendo estatales.
La desregulación fue introducida en Noruega por el Acta de Energía de
junio de 1990, en tanto que la operación del Mercado comenzó en mayo de 1992. La
principal reestructuración fue el cese de la propiedad del Sistema de Transmisión por
parte de Statkraft, empresa nacional, y la creación de otra empresa nacional, Statnett,
que sería —a la vez— el nuevo propietario de la Transmisión, el Operador del
Mercado y el Operador Independiente del Sistema.
4 0
Por su parte, no se le exigió a Statkraft la venta de ninguno de sus
recursos de Generación, que siguieron en manos del Estado.
En Suecia, la ley de desregulación se promulgó en octubre de 1995 y su
Sistema Eléctrico se unió a la estructura de Mercado existente en Noruega en enero
de 1996. La operación de la Transmisión dejó de estar en poder de la empresa
nacional Vattenfall —que, en cambio, continuó operando la Generación— y se formó
Svenska Kraftnät, que sería el propietario de la Red Nacional de Transmisión y el
Operador Independiente del Sistema.
En el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos, cada generador y cada
carga paga por su conexión a la Red de Transmisión, al propietario respectivo;
existen tres niveles de Red: Nacional, Regional y Local, y el pago debe hacerse al
mayor nivel de la Red al cual se esté conectado. Este pago le da al usuario acceso a
todos los niveles de la Red para comprar o vender energía.
Aún no hay pagos entre las distintas redes nacionales.
El pago por la conexión tiene tres componentes (tanto para consumos
como para generadores):
* Cargo por Inversión: se cobra una vez, por grandes conexionesnuevas.
* Cargo por Energía (por MWh): intenta compensar las pérdidasderivadas de los movimientos de energía por la Red desde o hacia el usuario,y está basado en Coeficientes Incrementales de Pérdidas.
* Cargo por Capacidad: basado en la potencia de puntaconsumida o en la capacidad de Generación —capacidad física, en Noruega;límite declarado de capacidad, en Suecia— para compensar a la Red por sucapacidad remanente.
4 1
Todas las cargas en Noruega y Suecia, incluyendo las cargas
residenciales individuales, están legalmente autorizadas a escoger libremente su
proveedor de energía, sin importar su tamaño.
En Suecia, los consumidores que escogen otro proveedor que aquél a
quien están directamente conectados en la Red de Distribución, deben instalar
medidores de su consumo horario.
En Noruega, cada distribuidor es responsable de entregar en forma
horaria los valores medidos de la energía consumida por las cargas conectadas a su
Red a sus respectivos proveedores.
A las cargas sin medidor horario se les asigna un perfil de consumo
basado en el perfil de todas las cargas no medidas dentro de la Red de conexión y
tienen la opción de comprar en forma horaria medidores de energía.
No hay pago alguno por los cambios de proveedor.
3.2.2 Funcionamiento del Mercado
Existen tres tipos de Mercados: el Mercado Spot, el Mercado de Futuros
y el Mercado Regulatorio. Los dos primeros son operados por Nord Pool, cuya
propiedad está repartida en partes iguales entre los Operadores Independientes de
cada Sistema (en Noruega y Suecia, Statnett y Svenska Kraftnät, respectivamente).
Estos Operadores son de propiedad estatal. Por su parte, cada Operador
Independiente del Sistema opera su propio Mercado Regulatorio.
Nord Pool es el primer Mercado commodity internacional para suministro
eléctrico; organiza la transacción física y los contratos financieros, y juega un papel
fundamental dentro de la estructura del Mercado Eléctrico de los Países Nórdicos,
sobre todo en lo que se refiere a la determinación del precio de la electricidad, tanto
en el Mercado Spot, como en el Mercado de Futuros.
A continuación se describen cada uno de los Mercados que funcionan en
este Sistema:
4 2
a) Mercado Spot
El Mercado Spot opera en Noruega desde mayo de 1992, usando los
procedimientos del Mercado para los excesos de energía, que había funcionado con
pequeños volúmenes desde 1971. En enero de 1996, Suecia se unió a este Mercado,
para formar con posterioridad el Nord Pool.
La operación del Mercado Spot es bastante simple: las ofertas para las 24
horas de un día dado son aceptadas y establecidas el día anterior. Los productores y
los consumidores de electricidad presentan propuestas, para cada hora del día, al
Mercado Spot, entre las 10:00 y las 12:00 horas del día anterior. Estas propuestas
consisten en segmentos lineales que relacionan precios con cantidades.
Las propuestas son agregadas en una curva de demanda o de carga y en
otra de oferta o generación, las cuales después se cruzan, para obtener el precio del
Mercado Spot (o Precio de Equilibrio), llamado Precio del Sistema.
Los agentes son notificados de los resultados a las 14:00 horas y entonces
tienen 30 minutos para hacer reclamos, los cuales se resuelven y se obtiene el
programa final alrededor de las 15:00 horas. La operación del programa comienza a
las 00:00 horas del correspondiente día y los agentes aceptados reciben o pagan el
Precio del Sistema por la energía. Las propuestas son aceptadas y los usuarios son
notificados de la situación del Mercado, por fax o por un sistema de comunicaciones
electrónico llamado EDIEL.
La participación en este Mercado no es obligatoria, excepto para ciertas
condiciones de congestión.
En 1996, alrededor del 16% de la energía usada en el área cubierta por el
Mercado del Nord Pool se transaba en el Mercado Spot. Esto incluye cerca del 38%
de la energía usada en Noruega, país que utiliza el Mercado más que Suecia.
Los volúmenes transados en este Mercado experimentaron un fuerte
aumento cuando el Mercado de Futuros pasó a ser financiero, en 1995. Desde ese
momento, los volúmenes de ambos mercados crecieron paralelamente.
4 3
Se está considerando la posibilidad de modificar el Mercado Spot, para
que las propuestas se hagan más cercanas al momento de la operación, cambiando la
anticipación del Mercado, de diaria a horaria. Pero no parece probable un cambio
inminente.
b) Mercado de Futuros
Permite comprar en forma semanal o por contratos de demanda de punta
con una anticipación de hasta tres años, haciendo posible a los generadores y a los
consumidores manejar el riesgo de los precios. Los contratos del Mercado de Futuros
eran originalmente establecidos con la entrega física de la energía eléctrica, pero en
octubre de 1995 se les dio una connotación puramente financiera, en base a los
precios promedios semanales del Mercado Spot.
En el Mercado de Futuros, también llamado Mercado Semanal, se transa
con dos tipos de contratos: uno semanal de base, para las 168 horas de una semana, y
otro de demanda de punta semanal, para los intervalos entre las 07:00 y las 22:00
horas, de lunes a viernes.
Entre las cuatro y las siete semanas de adelanto, los contratos se hacen en
lotes de una semana cada uno. Más allá de ese plazo de anticipación, para reducir el
número de contratos a manejar y a contabilizar, se transan en bloques de cuatro
semanas cada contrato, en tanto que para más de un año, se usan bloques
estacionales.
En la semana de entrega, los contratos a futuro son establecidos según el
precio promedio del Mercado Spot para esa semana.
c) Mercado Regulatorio
Acepta propuestas de sus participantes —en su mayoría, generadores—
para aumentar o disminuir la energía con respecto a lo programado. Las propuestas
se aceptan, para cada día, entre la 15:00 y las 19:30 horas del día anterior. Los
participantes deben ser capaces de responder dentro de 15 minutos en Noruega y 10
minutos en Suecia.
4 4
Cuando el Operador del Sistema decide que es necesaria la regulación,
compra el bloque más barato de potencia de Regulación, realizando el despacho por
teléfono. Al final de cada hora, el Operador del Sistema le paga a los proveedores por
la Regulación comprada el precio del bloque más caro utilizado. Todos los usuarios
de la Red deben pagar por la Regulación, según su desviación con respecto a los
valores programados de energía horaria.
La operación del Mercado Regulatorio es muy similar (y, en muchos
aspectos, coincide plenamente) con lo que se suele denominar Regulación
Secundaria de Frecuencia. Sin embargo, no es lo mismo: en términos conceptuales,
el control secundario en Nordel es realizado a través del Servicio Complementario
conocido como Reservas Rápidas, que sólo se considera como tal en los casos en que
los montos disponibles en el Mercado Regulatorio son insuficientes para la seguridad
del Sistema, y el Operador debe requerir reservas adicionales de los generadores. Así,
en condiciones normales de operación, el Operador del Sistema posee suficientes
reservas en el Mercado Regulatorio, provistas por los generadores, pero este Mercado
no forma parte de los Servicios Complementarios, puesto que las Reservas Rápidas
como tales sólo se dan en situaciones de emergencia, con escasez de reservas en el
Mercado Regulatorio.
El siguiente diagrama resume las principales tareas que deben hacerse
durante la programación y los procesos de ofertas en los diferentes Mercado antes
descritos:
4 5
Figura 3.6: Esquema de las Principales Tareas de Programación y Despacho en
los Diversos Mercados Eléctricos de los Países Nórdicos
3.2.3 Servicios Complementarios
Desde 1994, varios temas han afectado a los participantes en el Mercado
energético, a los usuarios del Sistema de Transmisión y al Operador del Sistema; a
saber:
- aparición de un balance de potencia doméstico más cerrado.
- proceso de liberalización en países vecinos.
- establecimiento de un área de Mercado común entre Noruega ySuecia, a la que se unió después Finlandia y Dinamarca.
- decisión de conectar Noruega más firmemente con EuropaCentral, a través de varios cables submarinos de alto voltaje para corrientecontinua (HVDC).
4 6
Como consecuencia de estos cambios, se han renegociado los contratos
de los Servicios Complementarios y se han identificado productos y principios de
pago alternativos, los cuales se describen más adelante.
Una característica de Nordel es que las funciones de control secundario
son manejadas manualmente por el Operador del Sistema a través de mecanismos de
Mercado (no existe AGC) .
Como ya se mencionó, el uso del Mercado Regulatorio que hace el
Operador del Sistema en el control secundario, para el balance de la generación y la
carga en tiempo real, es crucial en la coordinación de la operación del Sistema de
Potencia, en este ambiente de orientación al Mercado que existe en Noruega. Sin
embargo, el uso de este Mercado no es considerado parte de los Servicios
Complementarios.
Cada Operador del Sistema tiene a su cargo la coordinación de la
provisión de los Servicios Complementarios (basado en las capacidades técnicas de
los equipos que los proveen) y es él quien debe decidir los montos necesarios de cada
uno de estos servicios, para la adecuada confiabilidad de la operación del Sistema .
Este Sistema —mayoritariamente hidráulico— normalmente tiene una
disponibilidad adecuada de Servicios Complementarios, cuyos precios suelen ser
bajos. Debido a esto, no es necesario para el Operador exigir una provisión de los
Servicios Complementarios más allá de los niveles básicos, ni tiene que hacer pagos
por contribuciones especiales. Una excepción temporal de esto se experimentó en la
primavera de 1996, por una situación hidrológica muy especial, tanto en Noruega
como en Suecia.
Los Servicios Complementarios que se proveen actualmente en el
Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos (sobre todo en Noruega y Suecia) son:
· Control de Frecuencia.
· Reserva Rápida (Regulación Secundaria).
· Reserva Extraordinariamente Rápida (aún no está disponible,mientras no se realice la interconexión HVDC).
4 7
· Seguimiento de Carga.
· Control de Voltaje.
· Desconexión de Cargas.
· Desconexión de Generación.
En general, en el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos, casi la
totalidad de los Servicios Complementarios son provistos por generadores
hidroeléctricos, lo cual implica que sus costos de provisión resultan prácticamente
despreciables.
Debido a que en Nordel el Operador del Sistema es también el
propietario de la Red Eléctrica, los costos de los Servicios Complementarios los
recupera simplemente a través de la tarifa de Transmisión, que debe ser pagada por
todos los que estén conectados a la Red. Estas tarifas están fuertemente reguladas, de
tal manera de que el Operador del Sistema mantenga un nivel de utilidades
razonable.
En general, los precios de los Servicios Complementarios son negociados
cada año entre el Operador del Sistema y los proveedores respectivos.
Conviene hacer notar que en este Sistema Eléctrico no se considera el
Servicio Complementario de Partida Autónoma como tal, puesto que la totalidad de
los generadores deben contar con los equipos que les permitan poner en marcha su
operación y ayudar en la reenergización de toda la Red, después de una caída o falla
generalizada. El Operador del Sistema tiene un plan de coordinación para realizar esa
reenergización del Sistema, el cual debe ser seguido obligatoriamente por las
unidades, sin considerarse remuneración alguna por ello.
A continuación se describe cada uno de los Servicios Complementarios
provistos en el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos.
4 8
a) Control Primario de Frecuencia
En el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos el valor nominal de la
frecuencia es 50 Hz; está permitido que varíe libremente entre 49,5 y 50,5 Hz. Como
la carga cambia continuamente y esto afecta a la velocidad de los generadores y, por
tanto, a la frecuencia del Sistema, es preciso que unidades reguladoras
permanentemente estén aportando al Control Primario de la Frecuencia, el cual se
mide a través de la desviación en la hora que un reloj eléctrico que sigue la
frecuencia del Sistema tiene con un reloj que muestra la hora astronómica: la
desviación en la hora no puede sobrepasar los 10 segundos.
Este servicio debe ser provisto en un tiempo de 30 segundos, después de
ser requerido por el Operador del Sistema, manteniéndose durante todo el periodo en
que sea necesario.
Para el Sistema en su conjunto se tiene, en promedio, un valor
planificado de Control Primario de Frecuencia de 6000 MW/Hz, para cubrir las
incertidumbres operacionales. En periodos con gran generación (y mucha carga) este
valor puede llegar a ser de 12.000 a 14.000 MW/Hz. Dichos montos dependen tanto
de las variaciones en la carga como de las salidas de unidades generadoras. La
determinación del requerimiento de este servicio para cada país del Sistema se hace
de acuerdo a su consumo en el último año y se reparte entre los generadores según la
tasa de cambio en el nivel de generación que cada uno tenga.
En general, el estatismo exigido es entre 2 y 5% en todas las unidades, y
los generadores reportan diariamente el Control Primario de Frecuencia actual de sus
unidades. Es un servicio obligatorio, que deben proveer todos los generadores, los
que, sin embargo, son remunerados por ello.
Ordinariamente, hay un excedente de Control Primario de Frecuencia; si
no es así, el Operador del Sistema puede ordenar una reducción de la pendiente de
estatismo —hasta un 2%— en las unidades seleccionadas. Ese excedente da la
oportunidad de que generalmente la mitad de los generadores pueda vender Control
Primario de Frecuencia a los Sistemas vecinos. Con este fin, cada generador indica
diariamente un precio para tales ventas; los volúmenes los decide el Operador,
4 9
basado en las condiciones de operación y de acuerdo a las limitaciones de las
interconexiones del Sistema Nórdico.
En cuanto al pago por este servicio a los proveedores, el Operador del
Sistema determina un monto total anual a repartir, según las necesidades previstas
por él para todo el Sistema en su conjunto. Este monto total es de alrededor de NOK
30 millones (unos US$3,3 millones) anuales, y cada generador recibe un pago según
su contribución efectiva al Control de Frecuencia, considerándose capacidad
disponible y tiempo de utilización del servicio, e incluyendo también un monto
proporcional de los ingresos por ventas al exterior.
b) Reserva Rápida de Potencia
Este Servicio Complementario corresponde a lo que se suele entender
como Regulación Secundaria de Frecuencia, aunque —como se mencionó— sólo es
considerado como Servicio Complementario en casos de emergencia o cuando se da
en el Sistema escasez de reservas.
Como ya se ha explicado, normalmente está disponible en el Mercado
Regulatorio un monto suficiente de reserva, pero es responsabilidad del Operador del
Sistema asegurar que esto sea siempre así. Si no, puede ordenar a un generador
ofrecer un determinado monto de potencia en el mismo Mercado Regulatorio por un
cierto periodo de tiempo, que normalmente es de un día. En todo caso, este
requerimiento de Reserva de Potencia tiene un límite máximo de 8% de la capacidad
instalada del generador.
No hay actualmente un Control Automático de la Generación (AGC) en
Nordel. Lo único que funciona en forma automática es el Control Primario de
Frecuencia.
Se exige que el servicio esté totalmente disponible en un tiempo no
mayor a 15 minutos, después de solicitarlo el Operador del Sistema; su activación se
hace en forma manual. A su vez, el tiempo mínimo que debe mantenerse su provisión
es de 4 horas.
5 0
Los requerimientos de este servicio los determina el Operador del
Sistema, basado en el cálculo del ACE (Error del Área de Control), que indica la
desviación máxima entre los intercambios de energía planeados y los actuales que
puede ser aceptada en cada momento (dependiendo de la frecuencia).
Las compañías generadoras ofrecen Regulación para arriba y para abajo,
a partir de sus planes iniciales de producción, a determinados precios, y el Operador
del Sistema llama a los generadores y activa las reservas necesarias cuando lo
requiere, a través de subastas competitivas entre los proveedores. Las ofertas por este
servicio y el pago que se hace a los proveedores son por la energía utilizada
(NOK/MWh).
En principio, toda la capacidad de generación disponible después de
establecido el Mercado Spot, es considerada por el Operador del Sistema como
Reserva Rápida de Potencia.
Extraordinariamente, la Reserva de Potencia disponible entre dos y cinco
minutos puede tener un valor particular en ciertas instancias, como en contratos
bilaterales individuales entre el Operador del Sistema y los contribuidores relevantes;
estos productos posiblemente serán incorporados al contrato general de los Servicios
Complementarios.
Reserva Rápida y/o Extraordinariamente Rápida pueden también ser
ofrecidas por grandes consumidores (cargas industriales). El pago será acordado
individualmente, en base a las características de la carga y a las posibles limitaciones
en la duración de la desconexión.
c) Seguimiento de Carga
Este servicio se basa en las modificaciones a los planes de generación,
que se hacen para responder a los cambios de la carga entre un periodo de
planificación y otro, de manera de lograr el equilibrio permanente entre oferta y
demanda de energía eléctrica.
No se exige un tiempo máximo de respuesta ante las instrucciones del
Operador, pero los planes de generación se van renovando cada 15 minutos,
5 1
aproximadamente, determinándose cada vez los requerimientos de este servicio para
la correcta operación del Sistema.
En cuanto al monto del servicio, en principio, toda la generación
programada podría ser modificada en un periodo de quince minutos, pero
generalmente se trata de repartir los grandes cambios de la demanda en periodos más
extensos, de modo de modificar sólo una parte de la generación cada vez.
Para mejorar este servicio en periodos de fuertes cambios en la demanda,
el Operador del Sistema suele hacer contratos individuales con unos pocos
generadores grandes, para que éstos provean planes de Generación de quince
minutos, en vez de los planes usuales de una hora para esos periodos, de modo de
terminar con los desbalances no deseados de la potencia.
Como suele suceder prácticamente con todos los Servicios
Complementarios en los Países Nórdicos, también los costos de éste son bajos,
debido a que lo proveen mayoritariamente centrales hidroeléctricas, cuyos costos de
operación son casi siempre despreciables. En general, el precios por este servicio
suele ser determinado por medio de contratos bilaterales entre el Operador del
Sistema y los generadores.
d) Control de Voltaje
Es necesario mantener un cierto monto de capacidad reactiva, para
impedir que los voltajes se salgan de los rangos admisibles y para mantener la
estabilidad del Sistema. Los montos de reserva de potencia reactiva son determinados
por el Operador del Sistema, atendiendo a estos criterios.
Es obligatorio para todos los generadores del Sistema realizar el Control
de Voltaje y de reactivos, en forma local. Este requerimiento mínimo se define en
función del Factor de Potencia, exigiéndose un rango para éste que está dado por la
siguiente condición: -0,2<tgø<0,4.
Todo generador debe ser capaz de proveer el monto necesario de potencia
reactiva en un margen de tiempo de 5 segundos y mantenerlo durante todo el rato que
sea necesario, para asegurar el cumplimiento de las exigencias dadas para el servicio.
5 2
La generación de Potencia Reactiva, como consecuencia de las funciones
de Control Automático del Voltaje, no se paga. Lo mismo se aplica al control manual
de generación de Potencia Reactiva, excepto cuando resulta en un valor de tgø fuera
del rango entre -0,2 y +0,4. En tales casos, cuando el Operador del Sistema requiere
de montos adicionales, más allá del mínimo obligatorio, realiza contratos bilaterales
con los proveedores, determinando un pago por la energía reactiva provista, que
corresponde a NOK 20 por MVArh (US$ 2,22 /MVArh), aproximadamente.
e) Esquemas de Protección del Sistema
Relacionados más directamente con la seguridad del Sistema están los
servicios de Desconexión de Cargas y Desconexión de Generación, provistos por
medio de contratos bilaterales con el Operador y utilizados en casos de emergencia,
para salvaguardar la integridad del Sistema global y mantener los estándares
adecuados en la operación.
Los Esquemas de Protección del Sistema que implican desconexión de
unidades, para prevenir eventos en cascada en casos de pérdidas de líneas, es un
medio para mejorar la utilización global del Sistema de Transmisión. Los
generadores que participan en estos esquemas reciben un pago: el pago por la
desconexión de unidades generadoras es de NOK 50.000 por la primera iniciación,
NOK 70.000 por la segunda y NOK 100.000 por la tercera y posteriores, dentro del
mismo año calendario.
Por otro lado, alrededor del 50% de las cargas están equipadas para ser
interrumpidas, en caso de necesidad, pero generalmente no reciben compensación
económica (debido a que se consideran beneficiosas para todas las partes), salvo en
casos en que existan contratos bilaterales con el Operador.
3.3 España
Hace un par de años, el Sistema Eléctrico Español se vio también
reestructurado y modificado por una serie de reformas, con las que se buscó
aumentar su eficiencia y mejorar su funcionamiento, siguiendo así la tónica de varios
5 3
otros países del mundo. En concreto, a partir del año 1998 comenzó a operar el
Mercado Mayorista de Electricidad, del cual se habla con detención más adelante.
Además, se crea la CNSE (Comisión Nacional del Sistema Eléctrico), un
organismo regulador y de planificación dependiente del Estado. Dicha entidad
participa en la elaboración de las leyes, autoriza la construcción de nuevas
instalaciones, realiza las reliquidaciones emanadas de los contratos entre generadores
y comercializadores, y actúa como árbitro en las disputas, entre otras funciones
menores.
Una característica peculiar —aunque no exclusiva— del Sistema
Eléctrico de España es que su funcionamiento y desarrollo está a cargo de dos
entidades distintas y separadas, cuyas funciones se complementan entre sí, que
intervienen en las transacciones económicas del Mercado, pero no compran ni
venden electricidad. Estas entidades son:
· Operador del Sistema: responsable de la gestión técnica delSistema Eléctrico. Este cargo lo detenta la Red Eléctrica deEspaña S.A. (REE), que es la que opera la Red deTransmisión en la península.
· Operador del Mercado: responsable de la gestión económicadel Sistema. Dicha función la ejerce la Compañía Operadoradel Mercado Español de Electricidad S.A. (OMEL).
Estos dos organismos fiscalizan el correcto funcionamiento del Sistema
Eléctrico y velan por el cumplimiento de las normas y estándares establecidos por la
ley.
3.3.1 Estructura de la Industria
La industria eléctrica en España mueve alrededor de US$15.700 millones
al año y emplea a casi 45.000 personas; es la actividad donde se está gastando la
mayor cantidad de dinero en operaciones privadas en los últimos diez años en dicho
país.
5 4
Hasta el año 1994, el gobierno español se había dedicado a reformar dos
aspectos fundamentales del Sector: el primero corresponde a la modificación del
Marco Legal Estable, es decir, el sistema de retribución de las compañías, buscando
hacer más atractivas las tarifas; el segundo, decía relación con el intercambio de
activos entre las empresas, con el fin de dotarlas de mayor eficiencia financiera.
El primer intento de una ley que diera solución eficaz a los grandes
problemas que vivía el Sector desde hacía tiempo y que hacían necesaria una
reestructuración profunda, se produce ese mismo año 1994, con la presentación de la
Ley de Ordenación del Sector Eléctrico Nacional (LOSEN), que aborda tres aspectos
claves:
- Subastas o concursos, para introducir mayor competitividad yeficiencia.
- Comercializadores independientes, para acercar el servicio alconsumidor.
- Separación funcional de las actividades de Generación,Transmisión, Distribución y Comercialización. Esto implicará también laseparación jurídica de las compañías que abarquen diferentes negocios.
El 11 de diciembre de 1996, las principales empresas eléctricas españolas
suscribieron con el Ministerio de Industria y Energía el Protocolo para el
Establecimiento de una Nueva Regulación del Sistema Eléctrico Nacional (o
“Protocolo Eléctrico”), el cual desarrolla mejor los tres aspectos antes descritos,
buscando modificar el marco normativo del Sistema Eléctrico, propiciando una
mayor liberalización, asegurando la competencia entre las empresas integrantes del
mismo y tomando las medidas oportunas para garantizar un menor costo de la
energía eléctrica para el conjunto de la economía española. Para llevar a cabo todo
ello, el Ministerio de Industria y Energía solicitó la adhesión de las empresas
eléctricas, antes de remitir al Parlamento las modificaciones legales correspondientes.
Fruto de este acuerdo entre los agentes del Sector fue también —como se
ha mencionado anteriormente— la creación de una entidad, jurídicamente separada
de Red Eléctrica de España, que tenga a su cargo todos los mecanismos de recepción
5 5
de ofertas y de despacho, para el correcto funcionamiento del Mercado de generación
y demanda eléctrica: se trata del Operador del Mercado.
Por su parte, Red Eléctrica de España es el propietario de la Red de
Transmisión y el Operador Independiente del Sistema, siendo exigible —en
cualquier caso y de acuerdo con la ley— la separación contable de ambas
actividades. Su actuación es fiscalizada y controlada por el Ministerio de Industria y
Energía y por la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional.
Para entender mejor las características del Sector, se explican a
continuación cada uno de los principales agentes que en él participan.
a) Productores
Toda persona física o jurídica que tiene la función de generar energía
eléctrica, así como construir, operar y mantener las centrales de producción. Se
incluyen como agentes propietarios a los dueños de las instalaciones de bombeo.
Tienen la capacidad para ofrecer en el Mercado de producción tanto
energía como otros productos relacionados con el suministro de electricidad.
Efectuarán sus ofertas económicas a través de la Comisión Operadora del Mercado
por cada una de las unidades generadoras de las que sean titulares, cuando no se
hallen sujetos a sistemas de contratación bilateral que, por sus características, queden
excluidos del sistema de ofertas.
b) Autoproductores y Productores Especiales
Se considera agente autoproductor de energía eléctrica a todo aquél que
genere electricidad fundamentalmente para su propio uso, y productores en régimen
especial se les llama a los que generan electricidad a partir de energías renovables no
consumibles, biomasa, cualquier tipo de biocarburante, residuos no renovables, etc.
En principio, los productores en régimen especial y autoproductores
tendrán el mismo sistema retributivo que los productores en régimen ordinario.
Adicionalmente, la producción de energía eléctrica mediante energías renovables no
hidráulicas, biomasa, así como centrales hidroeléctricas de potencia igual o inferior a
5 6
10 MW, percibirán una prima que se fijará por el Gobierno, para que el precio de la
electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda
porcentual comprendida entre el 80 y el 90% de un precio medio de la electricidad,
que se calculará dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de
electricidad, con la energía suministrada.
c) Comercializadores
Todo agente que, accediendo a las redes de Transmisión o Distribución,
tiene como función la venta de energía eléctrica a los consumidores que tengan la
condición de abastecer a otros sujetos del Sistema.
d) Distribuidores
Toda sociedad mercantil de nacionalidad española o de otro país de la
Unión Europea con establecimiento permanente en España, que tiene la función de
distribuir la energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones
de Distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo y proceder a
su venta a aquellos consumidores finales que adquieran la energía eléctrica a tarifa o
a otros distribuidores que también adquieran la energía eléctrica al precio de
tarificación.
El precio por el uso de redes de Distribución vendrá determinado por el
peaje aprobado por el Gobierno. El gestor de la Red de Distribución sólo podrá
denegar el acceso a la Red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria,
cosa que sólo podrá justificarse por criterios de seguridad, regularidad o calidad de
los suministros, atendiendo a las exigencias que a estos efectos se establezcan
reglamentariamente.
En aquellos casos en que se susciten conflictos en relación con la
aplicación de contratos de acceso a la Red, dichos conflictos se someterán a la
resolución de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico.
5 7
e) Consumidores Cualificados
Todo aquel consumidor que puede adquirir la energía eléctrica por medio
de otros procedimientos diferentes al consumidor regulado (tarificado). Tendrán la
condición de consumidores cualificados aquéllos cuyo volumen de consumo anual
sea mayor o igual a 1 GWh, por instalación o por punto de suministro.
Los consumidores cualificados podrán contratar en el mercado de
producción de energía eléctrica la totalidad de su suministro a aquella parte del
mismo que no tuvieran cubierto por su contrato de suministro a tarifa, ya sea
directamente o a través de un comercializador.
f) Agentes Externos
Se entiende por agente externo a toda persona física o jurídica que
entregue o tome energía eléctrica de otros agentes exteriores. Cualquier productor,
distribuidor, consumidor o comercializador externo al Sistema Eléctrico podrá
solicitar al Ministerio de Industrias y Energía que autorice su participación como
agente externo en el Mercado de electricidad.
El Operador del Sistema será el responsable de coordinar con los
operadores de otros países la información relativa a cambios internacionales que se
estén llevando a cabo, así como la medida de los flujos de energía que se den a través
de las interconexiones internacionales. En dicha tarea, el Operador del Sistema
actuará en coordinación con el Operador del Mercado, al que le transmitirá la
información resultante. También podrá gestionar la realización de intercambios a
corto plazo entre Sistemas Eléctricos, para mantener las condiciones de calidad y
seguridad de suministro.
Las ventas de energía a otros países comunitarios podrán ser realizadas
por los productores y comercializadores, previa comunicación al Operador del
Sistema y autorización del Ministerio de Industria y Energía, que podrá denegar
cuando implique un riesgo cierto para el suministro nacional. Todo consumidor
nacional, independientemente del origen de la energía recibida, deberá pagar los
5 8
costos por potencia, costos de seguridad, abastecimiento y costos fijos, en la medida
establecida.
3.3.2 Funcionamiento del Mercado
El Mercado de Electricidad es el conjunto de transacciones derivadas de
la participación de los agentes en las sesiones de los Mercados Diario e Intradiario y
de la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del Sistema. Los
Contratos Bilaterales Físicos realizados por vendedores y compradores se integran en
el Mercado de Producción, una vez finalizado el Mercado Diario.
Los Agentes del Mercado son las empresas habilitadas —por el Operador
del Mercado— para participar en el Mercado de Producción como vendedores o
compradores de electricidad. Pueden actuar como Agentes del Mercado los
productores, distribuidores y comercializadores de electricidad, así como los
consumidores cualificados de energía eléctrica y las empresas o consumidores
residentes en otros países, que tengan la habilitación de Agentes Externos.
La Ley del Sector Eléctrico de noviembre de 1997 creó el Mercado
Eléctrico Mayorista, el cual se ha puesto en marcha a partir del 1º de enero de 1998.
Como ya se dijo, la gestión económica del Mercado de Electricidad está
encomendada a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad S.A.
(OMEL), la cual depende, a su vez, de la Compañía de Agentes del Mercado, cuya
composición y funcionamiento se establecen en el Protocolo Eléctrico.
El funcionamiento del Mercado Eléctrico de España se basa en cuatro
procesos interrelacionados (no necesariamente consecutivos):
· Mercado Diario.
· Gestión de Restricciones Técnicas.
· Mercado Intradiario.
· Mercado de los Servicios Complementarios.
5 9
En la figura siguiente se muestra, en forma resumida, el proceso de
operación de este Mercado, con el orden cronológico en que suelen darse cada una de
sus etapas:
Figura 3.7: Etapas del Mercado Eléctrico de España
A continuación se explican cada una de estas etapas en las que se realizan
las transacciones de este Mercado, indicándose —por medio de diagramas de flujo—
un esquema más detallado de los pasos que se siguen en cada etapa.
a) Mercado Diario
Se llevan a cabo en él las transacciones de compra y venta de energía
eléctrica, a través de ofertas libres y competitivas para cada una de las horas del día
siguiente. Es gestionado por el Operador del Mercado, la Compañía Operadora del
Mercado Español de Electricidad S.A.
6 0
En este Mercado se realiza la mayoría de las transacciones. Deben
participar en él, como oferentes, todas las unidades de producción disponibles que no
estén vinculadas a un contrato bilateral físico, así como los agentes externos
registrados como vendedores. La parte demandante en el Mercado Diario son los
distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos
registrados como compradores.
El Operador del Mercado recibe las ofertas económicas de compra y
venta de energía eléctrica hasta las 10:00 horas de cada día y procederá a realizar la
casación entre ellas.
El resultado de este Mercado es el Programa Diario Base de
Funcionamiento, que se obtiene a las 11:00 horas y que garantiza que no se supere la
capacidad máxima de interconexión con Sistemas Eléctricos externos, considerando
los contratos bilaterales físicos que afecten las interconexiones internacionales. Este
programa base incorpora el precio marginal para cada periodo horario y los agentes
que hayan resultado despachados, con sus correspondientes montos de energía.
6 1
Figura 3.8: Diagrama de Flujo del Mercado Diario en España
b) Gestión de Restricciones Técnicas
Modificaciones que es necesario realizar sobre el programa base de
producción obtenido en el Mercado Diario, como consecuencia de las limitaciones
derivadas de la Red de Transmisión o del Sistema. Es realizada por el Operador del
Sistema, con la colaboración del Operador del Mercado.
En efecto, una vez celebrada la sesión del Mercado Diario y recibidas las
ejecuciones de los contratos bilaterales físicos nacionales, el Operador del Sistema
evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de
producción, para garantizar la confiabilidad del suministro en la Red de Transmisión.
Esto se realiza cada día, entre las 11:00 y las 14:00 horas, para las veinticuatro horas
del día siguiente.
6 2
Si el resultado del Mercado Diario más las ejecuciones de los contratos
bilaterales físicos no respeta la capacidad máxima de intercambio entre Sistemas
Eléctricos, o los requisitos de confiabilidad, el procedimiento de solución de
restricciones técnicas modifica en el primer caso las compras o ventas desde
Sistemas Eléctricos externos que provoquen el exceso de intercambio en la
interconexión, y en el segundo caso, la asignación de energía de las unidades de
Generación.
Figura 3.9: Diagrama de Flujo de la Gestión de Restricciones Técnicas y los
Servicios Complementarios en España
Cabe destacar que, si bien las ofertas por Servicios Complementarios y
los contratos de los mismos se realiza generalmente antes del Mercado Intradiario, la
implementación y el despacho de tales servicios, que hace el Operador del Sistema,
se da con posterioridad.
6 3
c) Mercado Intradiario
En este Mercado se negocian cantidades adicionales, para atender a los
ajustes entre oferta y demanda posteriores al Mercado Diario. El Operador del
Sistema —Red Eléctrica de España— gestiona este Mercado (con la colaboración del
Operador del Mercado), al que pueden acudir todos aquéllos que tengan la condición
de Agentes del Mercado (según el marco legal existente).
Después de la Gestión de Restricciones Técnicas y antes del Mercado
Intradiario, el Operador del Sistema organiza una subasta para la Regulación
Secundaria (entre las 14:00 y las 16:00 horas), la cual forma parte del Mercado de los
Servicios Complementarios, que se explican más adelante. Como resultado de esta
subasta se obtiene el Programa Viable Definitivo (PVD).
A las 16:00 horas de cada día, el Operador del Mercado (OMEL) inicia el
primer Mercado Intradiario del día siguiente (aunque también abarca 4 horas del
presente día). El Operador del Sistema, por su parte, convoca una subasta para
Regulación Terciaria (también dentro de los Servicios Complementarios), hasta las
22:00 horas de ese día, para cada una de las horas del día siguiente, con la energía
que aún no ha sido despachada en los Mercados anteriores.
También el Operador del Sistema realiza la Gestión de Restricciones
Técnicas después de cada Mercado Intradiario, pero se resuelve sin costo alguno para
el Sistema, pudiendo modificarse el resultado de ese Mercado, en caso de identificar
en él alguna restricción que impida que se realice, en forma adecuada y confiable, el
programa horario final resultante.
Al no tener el Mercado Intradiario garantía de suministro, en el caso en
que se ocasionen restricciones, tanto las ofertas de compra como las de venta
correspondientes, serán retiradas, sin modificarse los precios marginales y sin
recibirse remuneración alguna por las ofertas retiradas.
El resultado final de este proceso son los Programas Horarios Finales
(PHF).
6 4
Figura 3.10: Diagrama de Flujo del Mercado Intradiario en España
d) Mercado de los Servicios Complementarios
La provisión de los Servicios Complementarios tiene por objeto que el
suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad,
confiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma
permanente el equilibrio entre generación y demanda.
Las reservas correspondientes al Servicio Complementario de Regulación
Primaria son consideradas en la programación base del Mercado Diario, a partir de
los requerimientos obligatorios definidos anualmente por el Operador del Sistema.
Por otro lado, ya se indicó anteriormente en qué momentos se realizan las subastas
por Regulación Secundaria y Regulación Terciaria, respectivamente.
Por último, una vez celebrada la última sesión posible del Mercado
Intradiario, el Operador del Sistema realiza la gestión en tiempo real, mediante la
utilización de Servicios Complementarios y el procedimiento de Gestión de Desvíos,
6 5
usado por el Operador del Sistema en raras ocasiones, cuando observa más de 300
MW de desvío entre la demanda prevista y la actual.
A partir de ese momento, cualquier modificación al programa que realice
el Operador del Sistema, deberá tratar de resolverla por criterios económicos (uso de
energías Secundaria y Terciaria) y, en caso de no poder hacerlo así, usará
mecanismos de emergencia, que deberá justificar después con el correspondiente
informe.
En la siguiente sección se explica con mayor detalle lo referente a los
Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico de España.
Por último, la figura siguiente esquematiza el Mercado Eléctrico Español
en su conjunto, mostrando el organismo encargado de gestionar cada una de las
etapas antes descritas :
6 6
Figura 3.11: Esquema de la Organización y Gestión del Mercado Eléctrico
Español
3.3.3 Servicios Complementarios
El 18 de agosto de 1998 se publicó en España un Procedimiento en el
que, entre otras cosas, se especificaba la provisión de ciertos Servicios
Complementarios, necesarios para el funcionamiento adecuado y seguro del Sistema
Eléctrico.
Como ya se ha mencionado anteriormente, una vez celebrada cada una de
las sesiones del Mercado Intradiario, el Operador del Sistema (Red Eléctrica de
España) realiza la gestión en tiempo real del suministro eléctrico, mediante la
utilización de los Servicios Complementarios, lo cual implica generalmente tener que
redespachar a algunas unidades, con el consiguiente aumento de los costos de
producción totales del Sistema, costos que se cargan a los usuarios de estos
Servicios. Las ofertas por tales servicios se han hecho con antelación por parte de los
proveedores (para cada hora del día siguiente), en diferentes momentos del proceso
de despeje del Mercado Eléctrico, a lo cual ya se hizo referencia y que se explica a
continuación con más detalle, para cada Servicio Complementario por separado.
En el Procedimiento antes indicado, se hace referencia a cinco Servicios
Complementarios, cuya provisión está a cargo del Operador del Sistema, quien tiene
la facultad de exigir su cumplimiento a los agentes participantes en el Mercado
Eléctrico, de diferentes modos, como se detalla en tal documento. Los Servicios
Complementarios provistos en España son:
· Regulación Primaria
· Regulación Secundaria
· Regulación Terciaria
· Control de Voltaje
· Partida Autónoma
6 7
La Regulación Primaria es un servicio obligatorio no retribuido, en tanto
que el Control de Voltaje, a pesar de ser también obligatorio, se paga por su
provisión. Por su parte, tanto la Regulación Secundaria como la Terciaria
corresponden a servicios potestativos, retribuidos a través del Mercado. Por último,
el Servicio Complementario de Partida Autónoma (más conocido en el Sistema
Español como Reposición del Servicio) actualmente no es retribuido.
a) Regulación Primaria de Frecuencia
Servicio Complementario de carácter obligatorio y no retribuido,
aportado por los generadores conectados a la Red y que tiene por objeto corregir
automáticamente los desequilibrios instantáneos entre la generación y el consumo.
Se aporta mediante la variación de potencia de los generadores, en forma
inmediata y autónoma, como respuesta a las variaciones de la frecuencia.
El Operador del Sistema determinará antes del 31 de octubre de cada año
los requerimientos de Regulación Primaria para el Sistema Eléctrico, publicando con
carácter anual el porcentaje mínimo de variación de generación y la velocidad
máxima de respuesta, ante diferentes variaciones de frecuencia.
La Regulación Primaria de los grupos generadores deberá permitir un
estatismo en sus reguladores, de manera que puedan variar su carga en un 1,5% de la
potencia nominal.
La variación de potencia resultante deberá realizarse en 15 segundos ante
perturbaciones que provoquen desvíos de frecuencia inferiores a 100 mHz, y
linealmente entre 15 y 30 segundos para desvíos de frecuencia entre 100 y 200 mHz.
La insensibilidad de los reguladores de los generadores debe ser inferior
a +/-10 mHz.
Todas las unidades generadoras deben disponer de Regulación Primaria.
6 8
Si técnicamente no es posible contar con el equipamiento adecuado,
deberá contratarse el servicio, al precio pactado por las partes, debiendo informar al
Operador del Sistema.
La inspección de todos los equipos se realiza a lo largo de un periodo
cíclico de 5 años, seleccionando aleatoriamente los equipos, cada año.
b) Regulación Secundaria de Frecuencia
Puede ofrecer este servicio todo generador que sea habilitado por el
Operador del Sistema, para lo cual deberán acreditar su capacidad técnica y operativa
para prestarlo en las condiciones requeridas.
La reserva que debe mantenerse en Regulación Secundaria será
determinada por el Operador del Sistema, para cada periodo de programación (una
hora), en función del ACE (Error del Área de Control), reflejo de la indeterminación
estadística en la evolución temporal previsible de la demanda y del fallo probable
esperado, según la potencia y los equipos generadores acoplados (conectados a la
Red) . La Reserva Secundaria a bajar se establecerá —en función de las condiciones
de operación— entre el 50 y el 100% de la reserva a subir.
Así, el Operador del Sistema establecerá y comunicará cada día a las
empresas generadoras los requerimientos horarios de Regulación Secundaria, para el
día siguiente, especificando la relación de reserva a subir y bajar requerida en cada
zona y el valor mínimo y máximo de la banda de regulación admisible. Con ello,
entre las 14:00 y las 16:00 horas (una vez finalizada la Gestión de Restricciones
Técnicas para el Mercado Diario), el Operador del Sistema convoca una subasta para
la Regulación Secundaria, procediendo a la ejecución del Algoritmo de Asignación
de Banda de Regulación, según se establece en los Procedimientos de Operación
Técnica del Sistema. De este proceso resulta el llamado Programa Viable Definitivo
(PVD).
Los generadores ofrecen una banda de regulación (en MW) y su precio
correspondiente para cada una de las horas del día siguiente (en pta/kW). Las ofertas
deben contener la siguiente información:
6 9
- Oferta de reserva a subir (MW).
- Oferta de reserva a bajar (MW).
- Precio de la Banda de Regulación (pta/kW).
El Operador del Sistema asigna las ofertas, buscando minimizar el costo
total. La valoración de las ofertas se realiza tomando en cuenta el costo de la banda;
en caso de igualdad de costo de varias ofertas, se reparte proporcionalmente la
reserva asignada, en función de la banda ofrecida.
La unidad generadora tendrá la obligación de cumplir con la banda
asignada.
Si la asignación de una oferta de Regulación Secundaria, con su
redespacho asociado (si es el caso), crease una restricción al Sistema, no se
considerará en el proceso de asignación.
La valoración del servicio considera dos componentes de precios:
* Reserva de Regulación asignada: al precio marginal de la bandaresultante en cada hora, es decir, el precio de la última oferta asignada.
* Energía de Regulación Secundaria utilizada: al precio marginalde la energía de Regulación Terciaria que haya sido necesario programar encada hora, para sustituir la energía de Regulación Secundaria utilizada.
c) Regulación Terciaria de Frecuencia
Servicio Complementario de carácter potestativo y retribuido por
mecanismos de Mercado. Tiene por objeto la restitución de la reserva de Regulación
Secundaria que haya sido utilizada, en un tiempo menor a 15 minutos, ajustando los
programas de los generadores.
Se le llama Reserva Terciaria a la variación máxima de potencia que
puede hacer una unidad generadora en un tiempo máximo de 15 minutos y que puede
ser mantenido, al menos, durante dos horas consecutivas.
7 0
El Operador del Sistema establecerá el monto mínimo necesario de la
reserva de Regulación Terciaria para cada periodo de programación del día siguiente.
La reserva mínima necesaria de Regulación Terciaria en cada periodo de
programación será, como referencia, igual a la potencia de la mayor unidad
generadora conectada, más el 2% de la demanda prevista en cada hora.
Antes de las 22 horas todas las unidades disponibles para ello, deben
presentar una oferta de toda su reserva de Regulación Terciaria disponible, tanto a
subir como a bajar, para cada uno de los periodos horarios del día siguiente.
Las unidades generadoras ofertarán, para cada hora, su reserva disponible
de potencia a subir y a bajar, en MW, y el precio de la energía correspondiente, en
pta/kWh. En consecuencia, esta banda sólo se remunera en el caso que se utilice y
para aquellas unidades que realmente han producido la energía por el importe
indicado. El precio de oferta por la energía a bajar tiene el carácter de precio de
recompra de la energía no producida equivalente.
En tiempo real, el Operador del Sistema asignará la prestación del
servicio con criterios de mínimo costo, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el
momento de proceder a su asignación.
En caso de que la asignación de una oferta de Regulación Terciaria
origine una restricción en el Sistema, ésta no será asignada. En el caso de aparecer
una restricción en tiempo real y que para su resolución se programen ofertas de
Regulación Terciaria, éstas no fijarán el precio marginal de utilización de Regulación
Terciaria en la hora correspondiente.
La energía de regulación utilizada se valorará al mayor de los precios de
las unidades generadoras que hayan sido utilizadas para aportar el servicio en el
periodo horario considerado; es decir, al costo marginal horario de Regulación
Terciaria, distinguiendo la reserva a subir de la reserva a bajar.
7 1
d) Control de Voltaje
Servicio Complementario de carácter obligatorio y retribuido en función
de su disponibilidad y correcto funcionamiento. Tiene por objeto mantener la tensión
de los nudos del Sistema dentro de márgenes establecidos, atendiendo a criterios de
seguridad, economía y calidad de servicio, mediante la actuación sobre los recursos
de absorción y generación de potencia reactiva de los generadores.
Deben prestarlo obligatoriamente todos los generadores conectados a la
Red de Transmisión, declarando cada uno —antes del 1º de octubre de cada año— la
máxima banda de generación y absorción de potencia reactiva que puedan
proporcionar, para los distintos niveles de generación de potencia activa.
Anualmente, el Operador del Sistema establece el requerimiento mínimo
de absorción o generación de reactivos en las unidades generadoras, siendo libre el
incremento de oferta sobre este requerimiento mínimo.
Para la valoración de la prestación de este Servicio Complementario, se
considera la capacidad declarada de generación y absorción de potencia reactiva que
puede proporcionar el generador en su nudo de conexión con la Red de Transmisión,
así como la correcta utilización de esta banda reactiva, para el mantenimiento de la
tensión nominal establecida por el Operador.
El pago total a distribuir entre los generadores que suministren este
servicio se repartirá proporcionalmente al producto de dos factores:
* Banda de absorción/generación de reactivos declarada.
* Tiempo de actuación correcta del Control de Voltaje.
La banda de generación se valora al doble de la banda de absorción
declarada.
El Operador del Sistema definirá en cada momento los valores de voltaje
a mantener en los nudos de la Red controlados por éste. Los generadores deberán
seguir estos valores lo más cerca posible, absorbiendo o generando la potencia
7 2
reactiva necesaria, siempre dentro de la banda máxima de reactivos declarada para la
unidad generadora.
El Operador del Sistema podrá reclamar a los generadores de una zona
que presente problemas de tensión en tiempo real, la utilización de su capacidad
máxima de absorción/generación de reactivos: en caso de comprobar que un
generador no es capaz de proporcionar el valor máximo ofertado, cuando se le ha
requerido para ello, el Operador del Sistema debe avisar a la Comisión Nacional de
Energía, para que le aplique las penalizaciones que correspondan.
e) Partida Autónoma
Cada año, el Operador del Sistema establece los planes de reposición
zonales y nacional, con las ofertas de las diferentes unidades generadoras.
Actualmente este Servicio Complementario, conocido con el nombre de
Reposición del Servicio, no es retribuido.
3.4 Estado de California (EE.UU.)
El modelo del Estado de California, en Norteamérica, se basa en el uso
del Mercado para determinar los niveles de generación, carga e intercambio, y es
quizás lo más opuesto que existe a la integración vertical.
El Sistema Eléctrico de California está conectado con varios otros
Sistemas, de otros Estados de Estados Unidos y México. Lo anterior y el hecho de
constituir en sí mismo un Sistema muy enmallado, hacen que su operación sea muy
confiable y de mucha solidez. La siguiente figura esquematiza estas conexiones:
7 3
Figura 3.12: Principales Interconexiones del Sistema Eléctrico de California
con otros Sistemas
3.4.1 Estructura de la Industria
Hasta 1998, existían compañías integradas verticalmente, que proveían
en forma local el servicio de Generación, Transmisión y Distribución. A partir de ese
año, el control de la Red de Transmisión de California está en manos de un Operador
Independiente del Sistema (OIS), cuyo primer propósito es operar la Red en una
forma confiable y proveyendo acceso abierto a todo usuario calificado.
El Operador del Sistema no tiene propiedad alguna en las empresas de
Generación, Transmisión ni Distribución, dependiendo del Mercado la correcta
provisión de los recursos para satisfacer la demanda del Sistema.
7 4
Las responsabilidades del Operador Independiente del Sistema son:
- operación en tiempo real de la Red de Transmisión.
- proveer todos los Servicios Complementarios necesarios.
- proveer acceso abierto a la Transmisión.
- asegurar el uso equitativo del Sistema de Transmisión por partede todos.
- consolidar los programas de operación de los Coordinadores deProgramación, para el despacho en tiempo real.
En la siguiente figura se pueden observar los principales participantes de
la Industria Eléctrica en el Estado de California, indicándose también en ella la
provisión de los Servicios Complementarios, lo que será tratado con detalle más
adelante:
7 5
Figura 3.13: Principales Agentes del Sector Eléctrico del Estado de California
3.4.2 Funcionamiento del Mercado
El Sistema Eléctrico de California posee diversos Mercados
interrelacionados. Estos Mercados se clasifican fundamentalmente según dos
criterios:
*Mercados definidos por los bienes transados:
· Mercado de la Energía.
· Mercado de la Transmisión.
· Mercado de los Servicios Complementarios.
*Mercados definidos por el marco temporal de las transacciones:
7 6
· Mercado Diario.
· Mercado Horario.
· Mercado Spot (en Tiempo Real).
Por otro lado, existen tres categorías de participantes:
* Oferentes (Bidders): cargas o generadores, que tienen suspropios recursos o manejan los de otros.
* Coordinadores de la Programación: hacen calzar las ofertas decarga con las de generación, para balancear las transacciones. Existe entreellos un Coordinador de la Programación regulado, conocido comoNegociador de la Energía, que maneja aproximadamente el 80% de lastransacciones y a quien cada agente entrega sus pronósticos (de demanda ogeneración), con los que él determina las curvas agregadas y calcula el Preciode Equilibrio del Mercado (PEM).
* Operador Independiente del Sistema (OIS): por él pasan todaslas transacciones y lleva a cabo también el Manejo de la Congestión. Además,opera directamente el Mercado de los Servicios Complementarios.
El Operador Independiente del Sistema de California (OIS-Cal) conduce
tres Mercados de libre competencia —Mercado Spot de Energía, Mercado de la
Transmisión y Mercado de los Servicios Complementarios—, los cuales no sólo
buscan bajar los costos de provisión de la electricidad, sino sobre todo le ayudan al
OIS-Cal a mantener la confiabilidad en la Red de Transmisión (sobre todo a través
del Mercado de los Servicios Complementarios).
El OIS-Cal actúa como intermediario en las transacciones de energía,
pero nunca comprándola o vendiéndola él mismo. El Mercado permite al OIS hacer
ajustes en la entrega de suministro, en respuesta a los cambios de los consumos.
También el Mercado le provee al OIS los Servicios Complementarios necesarios para
mantener la confiabilidad en el Sistema.
Por su parte, los Coordinadores de la Programación son elementos
críticos en el Mercado Eléctrico de California. Son los responsables de hacer las
ofertas en el Mercado y de comprar, para satisfacer las cargas de sus clientes. Deben
7 7
presentar planes balanceados, es decir, deben balancear las cantidades de generación,
carga e intercambios.
Los Coordinadores de la Programación pueden participar en los
Mercados de Anticipación Diaria, Horaria o en Tiempo Real; no tienen que planificar
el 100% de su carga y generación en el Mercado de Anticipación Diaria, sino que
pueden ofrecer algo menos de su actual carga proyectada y cubrir el resto de su carga
en el Mercado de Anticipación Horaria y/o en el de Tiempo Real.
La siguiente figura corresponde a un diagrama con los principales
participantes en el Sistema Eléctrico de California:
Figura 3.14: Diagrama del Mercado Eléctrico en California
A continuación se analizan esquemática e integradamente los diferentes
Mercados que existen en este Sistema Eléctrico.
7 8
a) Mercados de la Energía
La estructura en California permite múltiples Mercados de la Energía y
tanto los generadores como consumidores pueden escoger libremente en cuál realizar
sus transacciones:
* Mercados Bilaterales: los agentes desarrollan sus propias reglasde transacción y precio; las ofertas y demandas son programadas con la ayudadel Operador Independiente del Sistema, a través de los Coordinadores de laProgramación.
* Subastas Competitivas: a cargo del Negociador de la Energía;pueden ser de Anticipación Diaria y Horaria.
* Mercado de Balance en Tiempo Real (Mercado Spot):manejado por el Operador Independiente del Sistema, es en el que se da elmayor volumen de transacciones. El OIS debe ajustar en todo momento lageneración con la demanda. Los participantes de este Mercado son losCoordinadores de la Programación, los cuales reciben pago por la generaciónextra que entregan o son abastecidos con el suministro necesario para cubrirlas demandas de sus clientes.
b) Mercados de Transmisión
El Operador del Sistema se encarga del funcionamiento de los Mercados
de Transmisión Diario y Horario, a través del proceso de Manejo de la Congestión,
que corresponde a un mecanismo para asignar la Transmisión a los diferentes
usuarios.
Para facilitar esta tarea, el OIS acepta las “ofertas de ajuste” (un día y/o
una hora antes del consumo de la energía), presentadas por el Negociador de la
Energía o los Coordinadores de la Programación. Los Coordinadores de la
Programación que operan en zonas de congestión, transportando grandes volúmenes
de electricidad, pueden voluntariamente cortar sus suministros o generar
adicionalmente para cubrir la demanda. Si los participantes del Mercado no presentan
suficientes ofertas de ajuste, deberán pagar un Cargo por Manejo de la Congestión, si
siguen utilizando las líneas sobrecargadas.
7 9
El Operador Independiente del Sistema también puede subastar
Transmisión para largo plazo, a través de los llamados Derechos de Transmisión
Firme, que son contratos financieros anuales para adquirir ingresos por congestión,
los cuales dan el derecho a la conexión física a la Red y pueden ser transados
libremente en múltiples Mercados Secundarios.
c) Mercado de los Servicios Complementarios
Tiene lugar un día y una hora antes del uso de la electricidad por parte de
los consumidores, y opera bajo la coordinación del Operador Independiente del
Sistema. Lo que se transa en este Mercado es sólo capacidad (MW).
Los Coordinadores de la Programación pueden comprar sus
requerimientos de tales servicios a través de este Mercado, aunque también tienen la
posibilidad de autoproveerse de ellos.
En la siguiente sección se describe con más detalle este Mercado en el
Sistema Eléctrico de California.
3.4.3 Servicios Complementarios
La provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico
de California se basa, por lo general, en subastas competitivas, conducidas por el
Operador Independiente del Sistema en el Mercado Diario y en el Mercado Horario.
Existe actualmente un proyecto de re-diseñar el sistema de provisión de
los Servicios Complementarios, pues los agentes del Mercado han determinado una
veintena de aspectos que deben cambiar y mejorar. Sin embargo, la mayoría de estos
cambios requiere una extensa implementación de nuevos programas
computacionales.
Entre estos cambios que desean hacerse, destaca la modificación de la
actual estructura de provisión secuencial de los Servicios Complementarios
—primero Regulación, luego Reserva Sincronizada, después la Reserva No
Sincronizada y finalmente las Reservas de Reemplazo— a una provisión de
Comprador Racional, que se basa en el tratamiento y optimización simultánea de
8 0
todos los servicios, considerando sustituciones entre ellos. En otras palabras, este
método de optimización permitiría al Operador del Sistema comprar un Servicio
Complementario de mejor calidad, para sustituirlo por otro de calidad inferior (por
ejemplo, usar Reserva No Sincronizada para proveer Reserva de Reemplazo; o
emplear Regulación para arriba en las ofertas de Reserva Sincronizada, No
Sincronizada o de Reemplazo; etc.), si esto le significa un menor pago total. De esta
manera, se determina el Precio del Comprador Racional para cada servicio, que es el
precio de la oferta más cara aceptada para proveerlo.
Otro aspecto de dicha modificación para los Servicios Complementarios
es el no pago por las desviaciones no planificadas de las reservas de capacidad,
perdiendo el pago por la energía extra producida y por la capacidad que habría
recibido.
Por último, cabe destacar que actualmente, los Servicios
Complementarios no pueden competir con la energía para programar la Transmisión.
El proceso de Manejo de la Congestión asigna la Transmisión sólo para la energía, y
si se congestiona una línea después de terminado este proceso, el Operador del
Sistema divide el Mercado de los Servicios Complementarios en Mercados
regionales.
Los Coordinadores de la Programación deberían ser capaces de hacer
ofertas por capacidad de Transmisión para los Servicios Complementarios, en el
Mercado de la Transmisión del Operador Independiente del Sistema. Por otro lado,
se debería minimizar el costo por la capacidad de Transmisión, para la provisión de
la energía y de los Servicios Complementarios simultáneamente, considerando las
restricciones de capacidad de las líneas. Los precios de la energía y de los Servicios
Complementarios se establecerían así según los costos marginales locales, siendo
este método compatible con el de las Subastas Simultáneas para los Servicios
Complementarios. En definitiva, permitiendo a los Servicios Complementarios
competir con la energía por la capacidad de Transmisión, tendería a mejorarse la
eficiencia global del Sistema.
Los Servicios Complementarios que actualmente se ofrecen en California
son:
8 1
· Regulación: generación lista y sincronizada con la Red, quepuede crecer y disminuir instantáneamente, para mantener elbalance de la energía.
· Reserva Sincronizada: generación en funcionamiento concapacidad adicional, que puede ser despachada en diezminutos.
· Reserva No Sincronizada: generación que no está enfuncionamiento, pero puede entrar dentro de diez minutos.
· Reserva de Reemplazo: generación que puede empezar acontribuir a la Red dentro de una hora.
El Control de Voltaje y la Partida Autónoma son contratados anualmente
por el Operador Independiente del Sistema, pero a futuro se incluirán en el Mercado.
El Operador del Sistema maneja los Servicios Complementarios en el
Mercado Diario y en el Mercado Horario. Él es responsable de asignar a cada
Coordinador de la Programación una parte de sus requerimientos totales de cada
Servicio Complementario y deberá asegurar el cumplimiento de cada obligación, ya
sea por la provisión de los propios Coordinadores de la Programación o provistos por
él a través de subastas.
En el Mercado de los Servicios Complementarios se transa sólo
capacidad de generación (MW), no energía. Sin embargo, el pago que el Operador
del Sistema hace a los proveedores por cada uno de estos servicios, a través de las
subastas competitivas, tiene dos componentes:
- Pago por Capacidad (US$/MW): constituye el criterioeconómico principal de selección de los proveedores, porque los generadoresen este Mercado sólo ofrecen precio por la capacidad o potencia disponible.
- Pago por Energía (US$/MWh): en el despacho en tiempo real,se les paga a los proveedores por el monto utilizado del serviciocorrespondiente, al precio spot de la energía.
Por otra parte, el pago que los Coordinadores de la Programación deben
hacer al Operador Independiente del Sistema por los Servicios Complementarios que
adquieren en el Mercado dirigido por este último, generalmente es proporcional a la
8 2
demanda pronosticada por cada Coordinador de la Programación, para su respectiva
área. Pero se ha sugerido que estos costos de los Servicios Complementarios
debieran ser determinados en base a la demanda medida más que a la demanda
planeada, ya que esto eliminaría el incentivo perverso para los Coordinadores de la
Programación de subestimar la demanda, y así la provisión de Servicios
Complementarios por parte del Operador del Sistema sería más consistente.
En efecto, las grandes diferencias entre el pronóstico de la demanda del
Operador y de los Coordinadores de la Programación (alrededor de un 10%) se deben
en buena parte a estos incentivos de Mercado.
a) Servicio Complementario de Regulación
La cantidad de capacidad de Regulación necesaria para cada periodo del
Mercado Diario y del Mercado Horario es determinada como un porcentaje de la
demanda agregada, pronosticada por el OIS para ese periodo. Inicialmente este
porcentaje iba del 5% (para horas con perfiles más planos) al 10% (cuando hay
rampas significativas; por ejemplo, cambio entre hora de punta y hora de no-punta).
Pero la experiencia ha mostrado la necesidad de elevar este último límite a 12%.
Hasta hace poco, se procuraba la Regulación con porcentajes fijos cada
hora, sin distinguir para arriba o para abajo. Ahora se programan separadamente, con
lo que se tiene la misma confiabilidad con menores reservas de Regulación.
Si no hay Regulación estimada o hay un decremento en la demanda
programada para el Mercado Horario, el Operador del Sistema usará los porcentajes
usados en el Mercado Diario, sin cambio alguno.
Capacidad adicional de Regulación puede ser provista por el Operador
Independiente del Sistema en la operación en tiempo real, si es necesario. Esta
capacidad adicional de Regulación debe ser provista por las Unidades de
Confiabilidad (Reliability Must-Run units).
El control de la Regulación se hace a través del cálculo del ACE (Area
Control Error o Error del Área de Control), calculado por equipos del Operador del
8 3
Sistema: éste enviará las señales correspondientes a los generadores, para que
provean la Regulación, cada vez que el ACE exceda los límites permitidos.
Como en los demás Servicios Complementarios en California, por éste se
paga tanto por capacidad (US$/MW) como por uso (US$/MWh). Sin embargo, para
el caso de despacho de Regulación para abajo, es el generador quien debe pagar al
Operador Independiente del Sistema por la energía no provista.
b) Servicio Complementario de Reservas de Operación
Las Reservas de Operación se componen de dos partes:
· Reserva Sincronizada: provista en 10 minutos, por unidadesconectadas a la Red.
· Reserva No Sincronizada: unidades detenidas, pero de partidarápida (10 minutos).
Estas reservas no pueden ser adquiridas en el Mercado de Tiempo Real o
Mercado Spot para reemplazar la capacidad que ya ha sido despachada.
Cada proveedor de Reserva Sincronizada y de Reserva No Sincronizada
debe ser capaz de recibir las instrucciones de despacho dentro de un minuto (de parte
del Operador del Sistema) y debe asegurar la entrega del monto despachado dentro
de diez minutos. Además, la provisión del servicio debe ser mantenida, si se requiere,
durante por lo menos dos horas.
En total, el monto mínimo exigido de Reservas de Operación debe ser
igual al mayor de los montos determinados por los siguientes criterios:
* 5% de la demanda pronosticada, en reservas provistas porunidades hidráulicas, más 7% de la demanda pronosticada, en reservasprovenientes de otros recursos de generación.
* según la mayor contingencia.
* otro criterio del Operador del Sistema.
8 4
El pronóstico de la demanda que se utiliza en el primero de los criterios
antes mencionados es el que efectúa cada Coordinador de la Programación, para su
respectiva área. Sin embargo, el Operador del Sistema pondera este valor por un
factor, que se basa en la razón entre la demanda de punta pronosticada por el
Operador y la pronosticada por el Coordinador de la Programación, el cual suele ser
mayor que uno y, por tanto, aumenta el monto de Reservas de Operación,
especialmente fuera de las horas de punta.
En cuanto a la Reserva Sincronizada, no debe ser menos de la mitad de
las Reservas de Operación totales, tanto para el Mercado Diario como para el
Mercado Horario. Por su parte, en la determinación de la Reserva No Sincronizada
debe incluirse la consideración de las importaciones interrumpibles y las
obligaciones de demanda con otras áreas.
La Reserva Sincronizada y la Regulación pueden ser provistas como
servicios separados por parte de una misma unidad generadora, siempre que la suma
de ambas no sea mayor que diez veces la máxima tasa de cambio (MW/min) o
gradiente de la máquina.
Todos estos montos no consideran la congestión, pero al final el
Operador Independiente del Sistema debe determinar con cada Coordinador de la
Programación el mejor modo de minimizarla. Para ello, como ya se dijo, está en
estudio la elaboración de un mecanismo de optimización simultáneo, que coordine
también en forma conjunta el Mercado de la Transmisión con el Mercado de los
Servicios Complementarios (como lo que ya se hace para la energía).
c) Servicio Complementario de Reservas de Reemplazo
Permiten al Operador Independiente del Sistema recuperar las Reservas
de Operación despachadas, dentro de sesenta minutos (cfr. Ancillary Services
Management Procedure).
Usadas inicialmente por el Operador del Sistema para reemplazar las
Reservas de Operación que eran despachadas para energía. Después, se determinaron
en base a la mayor contingencia o al porcentaje mínimo de Reservas de Operación
8 5
requerido. Posteriormente, según la mitad de la mayor contingencia durante los
meses de punta y la mitad de la mayor contingencia durante los meses de no-punta.
En la actualidad, sólo se procuran en las horas de punta. Esta evolución se ha debido
a la mayor experiencia adquirida por el personal del Operador del Sistema, que le
permite predecir mejor las necesidades de Reserva de Reemplazo.
Toda unidad que provea Reservas de Reemplazo debe ser capaz de
recibir las instrucciones de despacho del Operador del Sistema dentro de un minuto y
debe alcanzar el nivel de operación o la condición exigida en el despacho —hasta su
máxima capacidad, si es necesario— dentro de sesenta minutos, después de dada la
instrucción por parte del Operador. A su vez, debe ser capaz de mantener la
generación exigida al menos por dos horas o hasta que el Operador del Sistema
disponga de otros recursos o le ordene otro nivel de generación.
El monto de las Reservas de Reemplazo se calcula (para las horas de
punta) según los siguientes criterios:
- Diferencia de pronósticos de demanda entre el Operador delSistema y los Coordinadores de la Programación (a la que ya se ha hechoreferencia).
- Salidas no planeadas de unidades generadoras.
- Fallas entre programación final del día anterior y la generación ydemanda actuales.
- Caídas o fallas inesperadas de Transmisión.
- Variaciones de temporadas.
- Otros factores.
Junto con la provisión de las Reservas de Reemplazo, se pueden proveer
otros Servicios Complementarios, siempre que se cumpla con que la suma de las
capacidades de los Servicios Complementarios provistos por una unidad no
sobrepase la capacidad de dicha unidad.
8 6
d) Servicio Complementario de Control de Voltaje
El Operador Independiente del Sistema debe determinar diariamente,
para cada hora, el monto y la ubicación del soporte de voltaje requerido para
mantener los niveles de tensiones y de reactivos dentro de los rangos admisibles,
según la demanda pronosticada para cada periodo del Mercado Diario.
La siguiente figura muestra, en general, los principales dispositivos y
equipos empleados (en la mayoría de los Sistemas Eléctricos) para realizar el Control
de Voltaje y manejar el monto disponible de reactivos en la Red:
Figura 3.15: Representación Gráfica y General del Control de Voltaje en los
Sistemas Eléctricos
Una unidad generadora que provea Control de Voltaje debe estar bajo el
control de reguladores automáticos de voltaje durante todo el periodo en que se
requiera el servicio, para lograr un tiempo de respuesta de menos de un minuto en el
8 7
control de las tensiones, que debe mantener en forma permanente, mientras sea
necesario.
Un generador puede ser requerido para operar subexcitado (absorbiendo
potencia reactiva) en periodos de baja demanda, para evitar subidas de tensión; o
sobreexcitado (generando potencia reactiva) en periodos de alta demanda, para evitar
caídas de voltaje.
El Operador del Sistema no compensará a los generadores por operar
dentro del rango de Factor de Potencia entre 0,90 capacitivo y 0,95 inductivo.
Si el Operador requiere un soporte de voltaje adicional en el corto plazo,
puede pedir a los generadores que disminuyan su generación de potencia activa y que
operen fuera del rango especificado, compensándolos por este servicio, a través de
contratos bilaterales anuales.
Cada generador, transmisor y distribuidor debe asegurar un adecuado
soporte de voltaje en la vecindad de cada barra de la subestación correspondiente,
para mantener el voltaje dentro de los límites prescritos por el Operador del Sistema
para cada periodo de operación.
Además, cada generador, transmisor y distribuidor debe proveer
suficientes reactivos para cubrir las pérdidas de potencia activa creadas por los flujos
de potencia reactiva en el Sistema.
e) Servicio Complementario de Partida Autónoma
El Operador Independiente del Sistema debe determinar el monto y la
ubicación de la capacidad de Partida Autónoma, basado en los estudios de
contingencias que serán usados como base de sus planes de emergencia.
La capacidad de Partida Autónoma actualmente es provista por el
Operador del Sistema, a través de contratos bilaterales anuales con los Coordinadores
de la Programación, para unidades que provean el servicio.
Cada unidad generadora con Partida Autónoma debe ser capaz de:
8 8
- energizar un alimentador primario y la barra de una estación deservicio en diez minutos.
- proveer suficiente capacidad reactiva para mantener los voltajesde las líneas de Transmisión energizadas dentro de los límites de emergencia.
- mantener su generación por lo menos doce horas.
- asegurar buenas comunicaciones, para permitir un buendespacho de emergencia.
Ninguna carga servida por una unidad con Partida Autónoma en régimen
de emergencia puede ser devuelta al servicio normal hasta que el Operador
Independiente del Sistema confirme que la necesidad de este servicio ha pasado.
3.5 Australia
El Sistema Eléctrico de Potencia en Australia está compuesto por
diferentes Sistemas, varios de los cuales se encuentran interconectados entre sí, pero
otros permanecen separados. La mayor parte de la potencia instalada del Sistema está
en lo que se conoce como el Mercado Eléctrico Nacional (NEM), que está formado
por dos Sistemas desconectados entre sí: el SIR (Regiones Interconectadas del Sur),
que agrupa a New South Wales, Victoria y South Australia; y, por otro lado, el
Sistema Eléctrico de Queensland, cuya conexión con el SIR se espera para fines del
presente año. Otros Sistemas Eléctricos dentro de Australia, separados del NEM, son
el de West Australia y el de Northern Territory.
En la figura siguiente, se muestra la configuración geográfica global de
los Sistemas Eléctricos de Australia:
8 9
Figura 3.16: Sistemas Eléctricos en Australia
3.5.1 Estructura de la Industria
Antes de 1990, en cada Estado del territorio australiano los Sistemas
Eléctricos operaban en forma separada, aislados entre sí y dominados por una
empresa estatal —integrada verticalmente— o por una combinación de empresas
estatales, responsables de la Generación, Transmisión y Distribución de la
electricidad. La inversión en nueva generación era ampliamente manejada por los
gobiernos estatales y sus autoridades eléctricas; los precios de la electricidad eran
determinados por la regulación del gobierno estatal para cubrir los costos de la
industria más cualquier retorno requerido por los gobiernos como accionistas.
En 1991, la Comisión Industrial sugirió a los Gobiernos Federal y
Estatales que mayores ingresos y una mejor productividad nacional serían posibles
con una reestructuración de la Industria Eléctrica, introduciendo competencia en la
Generación y en la Comercialización a los clientes finales.
Basado en estos principios, el Consejo de Gobiernos de Australia
(COAG) decidió trabajar en la creación de un Mercado Nacional de Electricidad
9 0
(NEM) y estableció un Consejo para el Manejo de la Red Nacional (NGMC), para
llevar a cabo este proceso.
Desde entonces, el COAG, el NGMC, las industrias eléctricas y los
grupos de consumidores han trabajado juntos en el desarrollo de un Código Nacional
de Electricidad, que defina las reglas para la provisión eléctrica, su comercialización
y el acceso abierto a las redes. También han establecido las instituciones necesarias y
el marco regulatorio, que permitan el comienzo del NEM.
Desde 1991, sucesivos gobiernos en Australia han introducido reformas
fundamentales para mejorar el funcionamiento de la industria proveedora de
electricidad, que puede definirse como la producción, distribución y venta de
electricidad al cliente final.
El trabajo realizado por la Comisión Industrial en 1991 se propuso
aumentar la productividad de la industria a través de las siguientes medidas:
* reestructuración y separación entre la Generación, Transmisión,Distribución y Comercialización.
* introducción de competencia en Generación yComercialización.
* mejoramiento y extensión de los Sistemas Interconectados dePotencia de los tres Estados: Nueva Gales del Sur, Sud Australia y Victoria,para eventualmente incluir Queensland y posiblemente Tasmania.
También ha habido un esfuerzo por parte de dichas entidades
gubernamentales para reestructurar y reformar sus empresas públicas verticalmente
integradas, en preparación para el NEM y en beneficio del negocio y de los
consumidores. En general, el proceso de reforma ha seguido los siguientes pasos en
los diferentes lugares:
* partición y corporatización de los diversos elementos de laindustria, es decir, Generación, Transmisión, Distribución yComercialización.
* desagregación de la Generación en compañías separadas, paraasegurar una adecuada competencia entre los generadores.
9 1
* establecimiento de los Sistemas de Transmisión y Distribucióncomo compañías separadas, reguladas como monopolios por un regulador quees independiente del Gobierno.
* introducción de competencia en Generación yComercialización, a través de la remoción de barreras legales que laimpedían.
* composición de las tarifas totales en cargos separados porelectricidad consumida (determinado competitivamente) y uso de las RedesEléctricas (regulado).
Algunos Estados han privatizado varios elementos corporativos de la
industria, como parte de su programa de reformas.
Se esperaba así la creación de un Mercado Eléctrico Nacional, para
aumentar la eficiencia de la industria, por la introducción directa de competencia en
Generación y en sectores detallistas, e indirectamente en las decisiones de inversión,
resultando en beneficios sustanciales para el público.
Ese aumento esperado de la eficiencia sería tanto en el corto plazo —por
presiones en el negocio eléctrico para reducir los costos, acercar los precios y tarifas
a los costos y usar los recursos con mayor eficiencia— como en el largo plazo, por la
entrada de nuevos competidores a la Generación y a la Comercialización.
Dos compañías, el Administrador del Código Nacional de Electricidad
Limitada (NECA) y la Compañía de Manejo del Mercado Eléctrico Nacional
Limitada (NEMMCO), fueron formadas el 9 de mayo de 1996 por los gobiernos del
Territorio Capital Australiano, Nueva Gales del Sur, Queensland, Sud Australia y
Victoria, para implementar el NEM.
NECA supervisa, administra y aplica el Código; NEMMCO maneja el
Mercado Eléctrico de acuerdo al Código Nacional de Electricidad, que regula al
Sector Eléctrico en su conjunto.
La siguiente figura esquematiza la estructura actual de la Industria
Eléctrica en Australia, con sus principales organismos reguladores, así como los
9 2
participantes en el Mercado. Se indica también en ella la provisión de los Servicios
Complementarios, que se analiza con mayor detalle más adelante.
Figura 3.17: Diagrama del Sector Eléctrico en Australia
3.5.2 Funcionamiento del Mercado
El NEM es un Mercado para la provisión y compra de electricidad,
combinado con un régimen de acceso abierto para el uso de las redes de Transmisión
y Distribución.
Los acuerdos del NEM están definidos en el Código e incluyen las reglas
y procedimientos para el Mercado y para el régimen de acceso abierto a las redes.
NEMMCO maneja y facilita el funcionamiento del Mercado, mientras que NECA lo
9 3
supervisa, administra y hace regir el Código. El régimen de acceso a las redes
eléctricas está regulado por la Comisión Australiana de Competencia y Consumo
(ACCC) y por reguladores jurisdiccionales.
El Mercado Eléctrico se distingue de otros mercados por la imposibilidad
de almacenar la electricidad y de distinguir cuál generador produce la electricidad
consumida por un cliente determinado. Por esto, el Mercado Eléctrico utiliza el
concepto de Pool, donde toda la electricidad producida por los generadores es
centralmente ofrecida y programada para satisfacer la demanda.
Los dos componentes básicos del Pool manejado por NEMMCO son el
proceso de despacho centralmente coordinado y el Mercado Spot.
En el proceso de despacho centralmente coordinado, los requerimientos
de oferta y demanda de electricidad son continuamente balanceados por la
programación de generadores, de modo de producir la electricidad suficiente para
satisfacer la demanda de los clientes. Los generadores compiten por proveer ofertas
de despacho (precios para diferentes niveles de generación) a NEMMCO. Por su
parte, los clientes del Mercado (comercializadores y clientes finales que sean
participantes del Mercado) pueden presentar propuestas de despacho, comprimiendo
los precios y cantidades de demanda asociadas que ellos deseen programar en el
proceso de despacho. NEMMCO despacha la generación programada y la demanda,
con el objetivo de minimizar el costo de satisfacer la demanda eléctrica del Sistema,
basado en las ofertas y los precios ofrecidos.
El Mercado Spot es aquél donde los generadores son pagados por la
electricidad que venden al Pool, en tanto los comercializadores y grandes
consumidores finales pagan por su consumo eléctrico. Cada media hora se calcula el
precio de la electricidad, que es el Precio de Equilibrio, el cual iguala la oferta con la
demanda. NEMMCO calcula este precio spot, usando las ofertas de precios diarias y
las propuestas de consumo. En general, toda la electricidad debe ser transada a través
del Mercado Spot.
Generadores y comercializadores también transan con contratos
financieros fuera del Pool, para manejar las fluctuaciones de los precios spot, que
9 4
varían cada media hora, en respuesta a la oferta y demanda de la electricidad. Estos
contratos no afectan la operación del Sistema de Potencia en el balance de la oferta y
la demanda en el Pool y no son regulados por el Código.
El Pool manejado por NEMMCO se aplica al Sistema de Potencia
Interconectado que comprende el Territorio Capital Australiano, Nueva Gales del
Sur, Sud Australia y Victoria. Un Pool separado, también manejado por NEMMCO,
existe en el Sistema de Potencia de Queensland, hasta que se establezca la
interconexión eléctrica planeada con Nueva Gales del Sur, la cual se cree que será
pronto. Tasmania podría integrar el NEM si se procede a su interconexión eléctrica
con Victoria. Por su parte, es poco probable que Australia del Oeste y el Territorio
Norte integren directamente el NEM, debido a las grandes distancias de Transmisión
implicadas, aunque ambos están llevando también a cabo sus propias reformas
eléctricas.
Se llaman Participantes del Código a todos los agentes que están
obligados a observar el Código, los cuales se describen brevemente, a continuación:
a) NEMMCO
Establecido para manejar la operación del Mercado Eléctrico y la
seguridad del Sistema de Potencia. Sus principales funciones son:
* balancear la oferta y demanda eléctricas, basado en laCapacidad de Generación disponible en el Mercado.
* mantener la seguridad del Sistema.
* administrar el Mercado Spot, incluyendo el cálculo de losprecios spot.
* asegurar una adecuada provisión de Servicios Complementariospara la operación del Sistema.
* etc.
9 5
b) Generadores (productores y vendedores)
Actualmente están en manos tanto de privados como de entidades
estatales. Emplean variadas tecnologías y combustibles (carbón, gas, recursos
hídricos, ciclo combinado, eólicas y solar).
Todos deben registrarse con NEMMCO. Existen cuatro categorías,
dependiendo del tamaño y de su compromiso de programación con NEMMCO.
c) Clientes del Mercado (comercializadores y clientes finales)
Un comercializador compra electricidad para proveer a sus clientes de
franquicia, pudiendo también venderle a clientes fuera de su franquicia, que elijan no
comprarle electricidad a su comercializador.
Un cliente final consume electricidad directamente del Mercado Eléctrico
en sus industrias, oficinas o casas.
Todo aquél que desee comprar en el Mercado Eléctrico debe registrarse
con NEMMCO como Cliente del Mercado.
d) Proveedores del Servicio de Red (Red de Transmisión y Distribución)
Son los propietarios u operadores de las redes eléctricas.
Históricamente, cada Estado ha desarrollado su propia Red de
Transmisión, uniéndolas entre sí a través de largas líneas de Transmisión llamadas
interconectores.
El Código especifica las reglas por las cuales un Proveedor del Servicio
de Red debe planificar las ampliaciones de la Red, operarla y proveer acceso abierto
a generadores y consumidores.
e) Participantes Especiales
Son dos: el Operador del Sistema y el Operador de la Distribución, que
deben también registrarse con NEMMCO.
9 6
Un Operador del Sistema es una persona a quien NEMMCO ha pedido
ejercer, bajo el Código, algunas de sus actividades de manejo de la operación del
Sistema.
Un Operador de la Distribución es una persona responsable de manejar la
operación de la Red de Distribución y de dirigir sus operaciones, durante una
emergencia en el Sistema de Potencia.
Todos los generadores y clientes del Mercado establecen sus ventas y
compras de electricidad en el Mercado Spot, basados en el precio spot.
El precio spot es calculado por NEMMCO, usando las ofertas de compra
y de venta (consistentes en cantidades relacionadas con precios), presentadas por los
generadores programados y por los clientes de Mercado en el Pool. Este cálculo
requiere de dos pasos: primero, se obtiene un precio de despacho, como el costo
marginal de la oferta para satisfacer la demanda para cada intervalo de cinco minutos
durante la media hora que sigue al ajuste de las ofertas con las pérdidas de la Red;
típicamente, corresponde al precio de la oferta del último generador llamado a
abastecer la demanda. En segundo término, el precio spot se calcula como el
promedio de los seis precios de despacho de cada media hora, y se publica al final de
la media hora respectiva de ese mismo día.
En el cálculo de los precios spot, NEMMCO necesita tomar en cuenta los
límites de capacidad que los interconectores ponen a los flujos de potencia a través
del territorio o de los distintos Estados. Estas limitaciones hacen que NEMMCO
deba programar generadores más costosos para satisfacer la demanda eléctrica dentro
de un Estado, por la imposibilidad de disponer de un generador más barato, de otro
Estado. Por este motivo, NEMMCO debe determinar cuántas regiones se forman en
el NEM, basado en la capacidad de los interconectores que unen distintas zonas
geográficas. Estas zonas geográficas suelen llamarse Áreas Eléctricas, que no
necesariamente dependen de las fronteras territoriales o estatales. Para cada una de
estas áreas, NEMMCO calcula un precio de nodo regional de referencia.
9 7
Otro factor que debe considerarse en la determinación de los precios spot
corresponde a las pérdidas en la Transmisión y Distribución, que alcanzan casi la
décima parte de la electricidad total generada; por su parte, las llamadas pérdidas
incrementales (es decir, las pérdidas adicionales en la Red, producto de un
incremento en la demanda eléctrica) pueden ser mayores al 20% de la energía
generada. Por eso, es importante la consideración de las pérdidas eléctricas en la
búsqueda del uso más conveniente y económico de los generadores en el Pool y en el
cálculo de los precios spot.
El Código exige que el precio spot de cada nodo regional de referencia
sea calculado dinámicamente, tomando en consideración tanto los niveles de
pérdidas eléctricas entre regiones como los generadores programados para satisfacer
la demanda total.
El nivel de pérdidas entre regiones se expresa a través de un Factor de
Pérdidas Interregional, el cual se usa para ajustar los precios ofrecidos, antes de
determinar qué generadores serán despachados para proveer el suministro.
3.5.3 Servicios Complementarios
En Australia, junto con la creación del NEM (Mercado Eléctrico
Nacional), el 13 de diciembre de 1998, se creó también un Mercado de los Servicios
Complementarios, para todo el Sistema. NEMMCO, que es el Operador de la Red de
Transmisión y constituye el Operador Independiente del Sistema, tiene entre sus
funciones la de operar el Mercado de los Servicios Complementarios.
Se definen los Servicios Complementarios en Australia como aquellos
servicios provistos por la Generación, la Transmisión y los equipos de control, que
son necesarios para dar soporte al proceso de entrega del suministro eléctrico, desde
los productores hasta los consumidores. Estos servicios son requeridos para asegurar
que NEMMCO cumpla lo exigido por el Código Nacional de Electricidad, en
relación con la operación segura y confiable del Sistema Eléctrico Interconectado de
Potencia .
9 8
NEMMCO es, pues, el único comprador de los Servicios
Complementarios en el Mercado Eléctrico Australiano, realizando para ello contratos
bilaterales con los proveedores (que son, en su mayoría, generadores y a veces
también, grandes consumidores), los cuales se dan en base a despachos cada media
hora. Por otro lado, NEMMCO recupera estos gastos por medio del pago de todos los
clientes del Mercado, basado en su consumo de energía en la media hora
correspondiente. Estos pagos tienen carácter regional y localizado.
Los requerimientos y montos de cada servicio, especialmente los de
Regulación de Frecuencia, son determinados por el Panel de Confiabilidad, ente
jurídico regulador del sector.
La administración de los Servicios Complementarios por parte del
Operador del Sistema le hace incurrir en costos, pero éstos son relativamente
pequeños, por lo que no se cree necesario reembolsarlos a través de las tarifas a los
Servicios Complementarios.
Si bien es necesario distinguir entre los Servicios Complementarios y el
Mercado de la Energía en lo referente a los pagos y contratos, no existe separación
alguna entre ambos desde el punto de vista del despacho: ambos son considerados en
forma conjunta, para optimizar los costos totales y el funcionamiento del Sistema.
Los Servicios Complementarios en Australia son siete:
· Regulación Primaria de Frecuencia (Governor Control).
· Regulación Secundaria de Frecuencia (Automatic GenerationControl).
· Desconexión de Cargas (Load Shedding).
· Carga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid GeneratingUnit Loading).
· Descarga Rápida de Unidades Generadoras (RapidGenerating Units Unloading).
· Control de Voltaje (Reactive Power).
9 9
· Partida Autónoma (System Restart).
La necesidad y los montos requeridos de cada Servicio Complementario
son determinados por NEMMCO, de acuerdo a los estándares de operación del
Sistema. Para todos los Servicios Complementarios, NEMMCO realiza contratos
bilaterales anuales con los proveedores, especialmente para obtener los montos que
van más allá de lo exigido por el Código.
Con respecto al despacho de estos servicios, el Código indica que
NEMMCO debe realizarlo procurando maximizar el beneficio total de todos los
clientes del Mercado.
En cuanto a los pagos que realiza NEMMCO a los proveedores de cada
Servicio Complementario, pueden ser de cuatro tipos:
* Disponibilidad.
* Habilitación.
* Uso.
* Compensación.
Está establecido de antemano por NEMMCO cuáles de estos cuatro
pagos corresponde aplicar a la provisión de cada servicio, y los proveedores
presentan en sus ofertas un precio para cada uno de los pagos correspondientes al
servicio respectivo. Como ya se indicó, todos los Servicios Complementarios en el
Sistema Eléctrico de Australia son transados por medio de contratos bilaterales
anuales entre NEMMCO y los proveedores; por este motivo, los precios específicos
de cada servicio no son conocidos, sino que sólo es posible saber los montos totales
que gasta NEMMCO por la provisión global de cada Servicio Complementario, para
todo el Sistema (montos que luego recupera de todos los clientes, repartiéndolos
entre ellos según su nivel de consumo de energía).
A continuación se explica en qué consiste cada uno de estos pagos o
componentes de precios, y posteriormente se presenta una tabla en la que se indica
cuál(es) pago(s) se aplican a cada Servicio Complementario:
1 0 0
i. Pago por Disponibilidad ($/MW o $/MVAr)
Este pago se aplica cuando el proveedor debe incurrir en inversiones
significativas de instalaciones y en otros sobrecostos, para la provisión del servicio,
más allá de lo exigido por el Código. También se aplica para servicios que
NEMMCO necesita tener continuamente disponibles, pero cuyo uso es
indeterminado e impredecible.
Corresponde pagar este componente si el proveedor ha hecho todo lo
necesario para que el servicio contratado esté disponible para NEMMCO,
independiente de si éste lo haya actualmente habilitado o no.
ii. Pago por Habilitación ($/MW o $/MVAr)
Este pago se aplica cuando el proveedor debe incurrir en gastos de
operación significativos por proveer actualmente el servicio, más allá de los
requerimientos del Código. Se aplica para servicios cuyo uso por parte de NEMMCO
es variable, pero que puede programar con cierta anticipación.
Corresponde pagar este componente si NEMMCO ha habilitado la
provisión del servicio contratado, ante la variación de algún parámetro relevante del
Sistema. Esta habilitación puede darse por un requerimiento explícito al proveedor o
por medio de una acción del centro de control de NEMMCO.
iii. Pago por Uso ($/evento)
Este pago se aplica si el proveedor debe incurrir en gastos de operación
significativos cuando un Servicio Complementario habilitado es llamado a entregar
el monto contratado, ante la ocurrencia de un determinado evento.
Corresponde pagar este componente cada vez que ocurre un evento
definido y el Servicio Complementario habilitado para ese propósito responde de
acuerdo al contrato.
1 0 1
iv. Pago por Compensación ($/MWh)
Este pago se aplica si el uso del Servicio Complementario restringe la
producción y venta de energía de la unidad generadora en el Mercado, es decir, si la
unidad es despachada a un nivel mayor o menor del que habría sido despachada si no
proveyera ese Servicio Complementario. También es relevante este pago cuando el
proveedor de un Servicio Complementario es restringido para comprar o recibir
energía del Mercado, debido a dicha provisión.
En el caso en que una unidad generadora deba reducir su energía para
proveer un Servicio Complementario (o para proveer una mayor cantidad de él), el
proveedor será compensado por el costo de oportunidad perdido (si hay) en el
Mercado; es decir, en ese caso el pago por compensación que recibe será la
diferencia entre el precio de la energía en el Mercado y el precio de la energía
ofrecido por él.
En el caso en que una unidad generadora deba aumentar su energía para
proveer un Servicio Complementario (o para proveer una mayor cantidad de él), el
proveedor recibirá un pago por esa energía adicional, a su precio de Mercado.
A continuación, se presenta una tabla que resume los pagos que reciben
los proveedores por cada Servicio Complementario:
Tabla 3.1: Pagos por los Servicios Complementarios en Australia
ServicioComplementario
Pago por
Disponibilidad
Pago por
Habilitación
Pago por
Uso
Pago por
Compensación
RegulaciónPrimaria deFrecuencia
Sí Sí
RegulaciónSecundaria de
FrecuenciaSí Sí
1 0 2
ServicioComplementario
Pago por
Disponibilidad
Pago por
Habilitación
Pago por
Uso
Pago por
Compensación
Desconexión deCargas Sí Sí
Carga Rápidade UnidadesGeneradoras
Sí Sí Sí
DescargaRápida deUnidades
Generadoras
Sí Sí Sí
Control deVoltaje
Sí(Generadores)
Sí(Compensadores
Síncronos)
Sí
PartidaAutónoma Sí
Se procede ahora a realizar una descripción detallada de los aspectos
técnicos y económicos particulares, relacionados con la provisión de cada Servicio
Complementario.
a) Regulación Primaria de Frecuencia (Governor Control)
Este servicio consiste en un sistema de control local que responde en
forma autónoma, rápida y automática a los cambios en la frecuencia del Sistema,
aumentando o disminuyendo el nivel de generación de la unidad correspondiente,
para contrarrestar tales cambios.
En el párrafo S5.2.6.4 del Anexo 5.2 del Código se le exige a todos los
generadores contar con el sistema de control para proveer Regulación Primaria. Los
1 0 3
requerimientos mínimos obligatorios que establece el Código para este servicio
especifican un estatismo para cada unidad de entre 2 y 5%, con un tiempo de
respuesta de 60 segundos y debiendo mantenerse la provisión al menos durante 90
segundos, después de una desviación de la frecuencia fuera del rango permitido, el
cual corresponde a 50 +/-0,1 Hz.
Fuera de este requerimiento mínimo exigido obligatoriamente por el
Código, NEMMCO puede contratar montos adicionales del servicio, lo cual se
efectúa separándolo en cuatro servicios distintos:
· Aumento de Generación en 6 segundos (R6), para caídas en lafrecuencia.
· Disminución de Generación en 6 segundos (L6), anteaumentos de la frecuencia.
· Aumento de Generación en 60 segundos (R60), para caídas enla frecuencia.
· Disminución de Generación en 60 segundos (L60), anteaumentos de la frecuencia.
Los eventos más probables que pueden ocasionar desviaciones de la
frecuencia y que hagan necesaria la utilización de estos servicios de Regulación
Primaria, son la desconexión de una carga importante (típicamente sobre 200 MW) o
la falla de una gran unidad generadora (de 200 MW o más).
Para poder contratar estos servicios (cualquiera de los cuatro antes
mencionados), el generador debe ser capaz de cumplir con una serie de requisitos
técnicos (adicionales a los que exige el Código), que son:
- el nivel de generación (en MW) debe cambiar automáticamenteen proporción a la desviación de la frecuencia, fuera de la banda contratada.
- debe tener equipos que registren los cambios en el nivel degeneración (en MW), por un periodo de al menos dos minutos, después deuna desviación de la frecuencia fuera del rango comprendido entre los 49,8 ylos 50,15 Hz. Esta información debe ser provista a NEMMCO, de tal formaque éste pueda determinar y distinguir las respuestas de 6 y de 60 segundos.
1 0 4
- el mínimo cambio en el nivel de generación (en MW) despuésde un desvío en la frecuencia de 0,2 Hz debe ser de al menos 5 MW.
- debe ser capaz de responder automáticamente, al menos a losniveles mínimos de desempeño especificados en el contrato respectivo, parapor lo menos el 80% del tiempo en que se encuentre conectado al Sistema yoperando por sobre su mínimo nivel técnico de carga.
- debe tener equipos de monitoreo remoto, para notificar aNEMMCO su nivel de generación (en MW).
Por otro lado, se definen requerimientos técnicos y estándares de
operación para la provisión de cada uno de los cuatro servicios en los que se separa la
Regulación Primaria de Frecuencia. Tales requerimientos son los siguientes:
* Para R6: ante la pérdida de cualquier unidad generadora, lafrecuencia del Sistema no debe caer más allá de 49,5 Hz; además, luego de lapérdida de un elemento de Transmisión, la frecuencia no debe caer por debajode los 49,0 Hz.
* Para L6: ante la pérdida de cualquier carga, la frecuencia delSistema no debe sobrepasar los 50,25 Hz; además, luego de cualquiercontingencia en la Transmisión (como la pérdida, por ejemplo, de unaconexión interregional), la frecuencia no debe ser mayor que 51,0 Hz.
* Para R60: la frecuencia del Sistema debe volver al rango entre49,5 y 50,5 Hz dentro de 60 segundos, después de una desviación de éstafuera de dicho rango, producida por la pérdida de cualquier unidadgeneradora o la pérdida de cualquier elemento de la Transmisión.
* Para L60: la frecuencia del Sistema debe volver al rango entre49,5 y 50,5 Hz dentro de 60 segundos, después de una desviación de éstafuera de dicho rango, producida por la pérdida de cualquier carga individual opor una contingencia en la Transmisión (como la pérdida, por ejemplo, de unaconexión interregional).
Los proveedores deben informar a NEMMCO de su disponibilidad, para
ser habilitados para la prestación del servicio, y de cualquier restricción a esa
disponibilidad. En ausencia de cualquier aviso, el generador será considerado
disponible para ser habilitado, de acuerdo con el contrato.
1 0 5
NEMMCO realiza el despacho de las unidades buscando minimizar los
costos totales de proveer el servicio. Para efectos del despacho, los requerimientos
del Sistema se definen de acuerdo a los estándares de operación de la frecuencia.
Los proveedores deben presentar a NEMMCO una ecuación matemática,
que represente la respuesta contratada para cada servicio ofrecido (R6, L6, R60 y
L60), relacionando la capacidad de la unidad generadora con su nivel de generación.
Cada cierto tiempo, NEMMCO verifica que las unidades cumplan con
los requerimientos técnicos necesarios para proveer correctamente el servicio
contratado.
En el despacho de los requerimientos de 60 segundos, se consideran
también los montos obligatorios, y todos ellos son pagados.
Estos servicios de Regulación Primaria (al igual que todos los Servicios
Complementarios actualmente en Australia) son gestionados por NEMMCO a través
de contratos bilaterales anuales, con aquellos generadores que sean capaces de
cumplir con los requerimientos antes mencionados y tengan capacidad disponible,
por sobre las exigencias del Código.
b) Regulación Secundaria de Frecuencia (Automatic Generation Control)
Sistema centralizado de control, usado para el manejo distante del nivel
de generación de las unidades, ya sea para ajustarlo según el algoritmo de despacho
del Mercado de la Energía, o con el fin de modificar dicho nivel de generación de las
unidades para regular la frecuencia del Sistema. Sólo se considera Servicio
Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia al uso de AGC con este
segundo propósito.
El Código no obliga explícitamente la provisión de este servicio a ciertos
agentes en particular, aunque sí exige, en términos generales, la presencia en el
Sistema de unidades que tengan las instalaciones necesarias para recibir las
instrucciones del despacho de la energía, hechas electrónicamente por medio del
sistema de Control Automático de la Generación (AGC) .
1 0 6
AGC es el medio por el cual el nivel de generación de una unidad es
automáticamente aumentado o disminuido, en respuesta a las señales enviadas por
NEMMCO, con el fin de mantener la frecuencia del Sistema dentro de límites
aceptables, los que son determinados por aquél, de acuerdo a sus procedimientos de
operación.
Se exige un tiempo de respuesta de 5 minutos para la provisión total del
monto ofrecido de este servicio, con el objeto de lograr que la frecuencia vuelva, en
ese intervalo de tiempo, al rango entre 49,9 y 50,1 Hz, después de cualquier
desviación de la misma fuera de dicho rango. La provisión de este servicio se suele
separar en Regulación para arriba y para abajo, recibiendo a veces también los
nombres de R300 y L300, respectivamente, aunque más comúnmente se le designa
como Respuesta Retardada de Control de Frecuencia.
Por otro lado, el máximo cambio en la generación de la unidad, para cada
señal de control de NEMMCO, debe ser no mayor a 2 MW. La unidad debe ser capaz
de responder a estas señales automáticas, de acuerdo con el contrato, al menos para el
95% del tiempo en que se encuentra generando y, por último, debe contar con
equipos de monitoreo remoto, para la medición del servicio provisto.
Todo proveedor del servicio debe informar a NEMMCO acerca de la
disponibilidad de las unidades y las restricciones que hayan a esa disponibilidad.
NEMMCO despacha las unidades para proveer el monto requerido del
servicio en cada momento, tomando en cuenta los precios contratados y cualquier
compensación por restricciones en la operación.
c) Desconexión de Cargas
Para mantener la frecuencia del Sistema y los niveles de carga de la Red
dentro de los estándares de operación, NEMMCO requiere desconectar —en forma
automática o manual— ciertas cargas, en respuesta a desviaciones en la frecuencia
del Sistema o congestiones en las líneas de Transmisión.
El Código exige que todos los consumidores con una carga mayor a 10
MW y todos los distribuidores deben contar con la capacidad de desconectar carga.
1 0 7
En términos generales, el Código indica que, como mínimo, deben desconectar, en
forma progresiva y automática, el 60% de su carga, luego de una caída en la
frecuencia del Sistema entre los 49 y los 47 Hz .
El Código también permite la Desconexión de Cargas para frecuencias
por encima de los 49 Hz, contratándolo como Servicio Complementario .
La desconexión automática de cargas para caídas de frecuencia es
contratada por NEMMCO, separándola en dos bandas (según la frecuencia del
Sistema): la banda alta, entre 49,5 y 49,8 Hz, y la banda baja, entre 49,0 y 49,5 Hz.
Por su parte, NEMMCO contrata también una desconexión manual de cargas, para
los casos en que la frecuencia permanece baja por un periodo más extenso de tiempo.
Además, tanto la desconexión automática como la manual es utilizada por
NEMMCO para eventos de sobrecarga en líneas de Transmisión.
Nótese que, como ya se dijo, el Código exige obligatoriamente a los
grandes consumos (sobre 10 MW) y a los distribuidores la desconexión de hasta el
60% de la carga para frecuencias bajo los 49 Hz, por lo cual la provisión de este
Servicio Complementario se refiere a la capacidad de desconectar carga para
frecuencias por encima de este valor, en respuesta a contingencias en la Generación o
en la Transmisión (al solicitarlo NEMMCO).
Para el Servicio Complementario de desconexión automática de carga, se
exige que la carga pueda ser desconectada en un segundo, ya sea ante desviaciones
de frecuencia por debajo del rango especificado en el contrato del servicio o ante la
notificación —mediante una señal de NEMMCO— de una congestión en la Red.
Además, se debe contar con equipos que registren el cambio del consumo eléctrico
(en MW) de la carga, luego de la desconexión automática. Por último, dicha carga
debe ser capaz de mantener la interrupción al menos durante 15 minutos.
En cuanto a la desconexión manual, la carga debe poder desconectarse
dentro de 15 segundos, luego de ser requerida por NEMMCO, por medio de un botón
o un dispositivo equivalente, que pueda ser operado desde el centro de control de
NEMMCO, y también debe contar con equipos que registren el cambio del consumo
1 0 8
eléctrico (en MW) de la carga, luego del requerimiento de aquél. En general, estas
cargas deben poder ser interrumpidas durante al menos 15 minutos.
El proveedor del servicio debe informar a NEMMCO de su
disponibilidad y de cualquier restricción a esa disponibilidad. En ausencia de
cualquier aviso o indicación, la carga será considerada disponible para proveer el
servicio, de acuerdo con el respectivo contrato.
Tales cargas serán despachadas por NEMMCO, cuando lo requiera,
tomando en cuenta los precios de contrato y cualquier otro servicio competitivo que
haya para solucionar la necesidad concreta que se presente. Este despacho lo realiza
NEMMCO, ya sea avisándole al proveedor del servicio y habilitando los sistemas de
desconexión desde su centro de control, o solicitando al proveedor que habilite tales
sistemas o instrumentos de desconexión, en forma local.
Para el pago de Habilitación, NEMMCO necesita la medición de los
MW de carga disponibles para la desconexión y también una indicación del estado de
los equipos de control. Mientras la carga permanece desconectada, se requiere una
señal que indique a NEMMCO tal estado.
Para los pagos de Compensación, por su parte, el monto de la carga
actualmente desconectada será determinada como la diferencia entre la medición de
la carga justo antes y justo después de que se inicia la desconexión, multiplicada por
el tiempo transcurrido entre el comienzo de la desconexión y el momento en que se
le avisa al proveedor que puede reconectar su carga.
d) Carga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid Generating Unit Loading)
Servicio usado para el control de frecuencia, por el cual las unidades
generadoras comienzan a generar automáticamente, en respuesta a una caída de la
frecuencia del Sistema, por debajo de un cierto rango especificado. Estas unidades
pueden estar sincronizadas al Sistema o simplemente detenidas (antes de entrar a
proveer el servicio), pero en cualquier caso deben ser capaces de proveerlo
automáticamente dentro de 5 minutos.
El Código no hace referencia alguna a este servicio.
1 0 9
El nivel de generación de la unidad (en MW) debe ser capaz de cambiar
automáticamente al menos 30 MW en 5 minutos, con el fin de aumentar la frecuencia
después de una caída de ésta por debajo de los 49 Hz; además, la unidad debe contar
con equipos de monitoreo remoto, para enviar a NEMMCO las señales que indiquen
en todo momento su nivel actual de generación y si tiene o no habilitada la función
de control automático; por último, la unidad debe tener equipos de medición de la
energía entregada al Sistema.
El proveedor del servicio debe informar a NEMMCO de la
disponibilidad para ser despachada de cada unidad habilitada para prestar este
Servicio Complementario, además de cualquier restricción a dicha disponibilidad.
Las unidades generadoras serán despachadas para proveer este servicio,
tomando en cuenta los precios de los contratos y cualquier compensación por
operación restringida. Para efectuar este despacho, NEMMCO requerirá al proveedor
que habilite o deshabilite los instrumentos de control respectivos.
Los pagos de Habilitación son calculados para el rango de control
disponible, provisto por la unidad generadora, el cual se mide desde la indicación
remota a NEMMCO de que el control automático está habilitado, hasta la indicación
de NEMMCO de que el servicio ya no es requerido.
Los pagos de Uso se aplican hasta la notificación de NEMMCO de que la
respuesta automática de la generación ya no se requiere.
Los pagos de Compensación se calculan en base a la energía entregada a
la Red de Transmisión (en MWh), comenzando cuando la frecuencia del Sistema cae
por debajo de un cierto umbral y terminando cuando NEMMCO ha notificado al
proveedor del servicio que éste ya no se necesita. Esta energía generada por la unidad
respectiva se mide para cada intervalo de transacción en el cual se provea el servicio.
El desempeño de la acción de control de las unidades generadoras que
proveen este servicio, suele evaluarse comparando el cambio en su nivel de
generación, medido cinco minutos después de iniciada la provisión, con el cambio
que debería haber ocurrido en la frecuencia del Sistema.
1 1 0
e) Descarga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid Generating Units Unloading)
Consiste en la desconexión de una unidad generadora o la disminución
rápida de su nivel de generación, para contrarrestar un desbalance grande entre la
generación y la demanda del Sistema, con el fin de preservar la estabilidad del
mismo.
Este servicio es requerido en el Estado de Victoria, para mantener la
estabilidad del Sistema en caso de producirse una contingencia específica,
relacionada con la pérdida de las dos líneas de Transmisión de 500 kV entre
Moorabool y Heywood/Portland. La detección de esta contingencia se hace en
Moorabool y se acciona un interruptor de 500 kV, ubicado en Loy Yang.
Con el equipamiento actual, cualquier unidad generadora de 500 MW
conectada a la Red de Transmisión a través de ese interruptor de Loy Yang, está en
condiciones de proveer el servicio.
El Código no hace referencia alguna a este servicio.
Para la provisión de este servicio, se exige que el nivel de generación de
la unidad contratada se reduzca de 500 MW (o del nivel requerido por NEMMCO) al
30% de ese nivel dentro de 0,7 segundos y hasta cero dentro de 1,5 segundos,
después de recibirse la señal correspondiente. La unidad proveedora debe estar
ubicada en Victoria.
Si en el Sistema existen las condiciones de operación especificadas,
NEMMCO requerirá a un proveedor que habilite una unidad para prestar el servicio.
Si el rango disponible de potencia (en MW) de la unidad seleccionada es menor que
el requerido por el Sistema, la unidad generadora deberá ser restringida en su nivel de
generación, para que pueda proveer el nivel necesario de este servicio.
Los pagos de Habilitación por el servicio se basan en las instrucciones de
control automático de NEMMCO para habilitar y deshabilitar a la unidad respectiva.
Los pagos de Uso se hacen cuando el proveedor reduce rápidamente la
generación, en respuesta a la señal correspondiente.
1 1 1
Los pagos de Compensación se calculan como la diferencia entre el
despacho esperado en el Mercado de la Energía y el despacho restringido de energía,
debido a la provisión de este servicio.
El proveedor del servicio debe demostrar el buen desempeño de la
Descarga Rápida de la Unidad Generadora, a través de pruebas directas exigidas por
NEMMCO, al menos una vez al año.
f) Control de Voltaje (Reactive Power)
El Control de Voltaje se efectúa a través de la generación y absorción de
reactivos. Sus requerimientos tienen carácter local, debido principalmente a las
limitaciones técnicas inherentes a la Transmisión de reactivos por la Red.
El Código especifica para todos los generadores la obligación de
mantener el Factor de Potencia entre 0,9 inductivo y 0,93 capacitivo .
Fuera de ese rango obligatorio, NEMMCO puede contratar con unidades
generadoras la provisión del Servicio Complementario de Control de Voltaje, que
puede ser de tres tipos:
* capacidad de generación de potencia reactiva más allá delmonto exigido por el Código.
* capacidad de absorción de potencia reactiva más allá del montoexigido por el Código.
* operación de la unidad como compensador síncrono (singenerar potencia activa).
Un proveedor puede ofrecer a NEMMCO una o más de estas categorías
del servicio y NEMMCO puede aceptarle simultáneamente cualquiera de ellas, o
todas.
Una unidad generadora operando como compensador síncrono para
proveer este Servicio Complementario, puede proveer simultáneamente el Servicio
Complementario de Carga Rápida de la Unidad Generadora (RGUL).
1 1 2
Todo proveedor del servicio, debe indicar cualquier restricción en su
disponibilidad.
Se exige para la provisión de este servicio que las unidades generadoras
estén conectadas a la Red de Transmisión y sean capaces de generar o absorber
reactivos más allá del rango de Factor de Potencia especificado en el Código.
Cualquier unidad que provea el servicio puede ser requerida por
NEMMCO para generar potencia reactiva en el límite de su capacidad.
Este Servicio Complementario, cuando es provisto por unidades que
generan al mismo tiempo potencia activa, se supondrá disponible cada vez que la
unidad sea despachada para proveer energía.
Las unidades generadoras que operan como compensadores síncronos,
deben ser habilitadas específicamente por NEMMCO para proveer el servicio, cada
vez que se requiera. Cuando una de estas unidades es llamada a proveer potencia
activa, se supondrá que ha dejado de operar en el modo de compensador síncrono y
que ya no provee el Servicio Complementario de Control de Voltaje.
Las unidades que se ven restringidas en el Mercado de la Energía, debido
a la solicitud de NEMMCO para generar potencia reactiva, reciben un pago de
Compensación.
g) Partida Autónoma (System Restart)
Este Servicio Complementario puede ser provisto por una combinación
de los siguientes recursos de generación:
* recursos con capacidad de Partida Autónoma inherente:unidades generadoras sin conexión a una fuente externa de poder y que puedereenergizar el Sistema de Transmisión. Típicamente, corresponden a unidadeshidráulicas.
* recursos combinados: grandes unidades generadoras que tienenla capacidad de reenergizar el Sistema de Transmisión, pero que deben serpuestas en marcha por medio de pequeñas plantas cercanas con capacidad dePartida Autónoma inherente. Típicamente, corresponden a unidades térmicas,
1 1 3
con turbinas a gas adyacentes, estas últimas con capacidad de PartidaAutónoma.
* esquemas de operación aislada (formación de "islas"): grandesunidades generadoras con la capacidad de reenergizar el Sistema y que,desconectadas de la Red de Transmisión, pueden continuar abasteciendo a suspropios equipos auxiliares y a un segmento de la carga, aislado del resto delSistema.
El Código exige que NEMMCO asegure que esté disponible todo el
tiempo en cada región un número suficiente de unidades que provean capacidad de
Partida Autónoma .
NEMMCO procura la provisión del servicio a través de contratos con
generadores que tengan unidades capaces de iniciar una reenergización total del
Sistema. Se definen dos categorías de este servicio:
· Servicio Rápido (FRC): unidades capaces de empezar aenergizar la Red de Transmisión dentro de una hora, despuésde ocurrida la caída del Sistema, y entregar el nivel contratadode generación, logrando una reenergización significativa de laRed y de varias unidades grandes dentro de dos horas.Además, en 8 horas se debe lograr la recuperación de por lomenos el 90% de la demanda del Sistema. Generalmente, loproveen grandes unidades hidráulicas con capacidad dePartida Autónoma o unidades que llevan a cabo los esquemasde operación aislada.
· Servicio General (GRC): unidades capaces de empezar aenergizar la Red de Transmisión dentro de cinco horas,después de ocurrida la caída del Sistema, y entregar el nivelcontratado de generación, logrando una reenergizaciónsignificativa de la Red y de al menos una unidad grandedentro de seis horas. Además, en 12 horas se debe lograr larecuperación de por lo menos el 90% de la demanda delSistema. Este servicio podría ser provisto por un consorcio,que colectivamente logre satisfacer los requerimientos detamaño, conexiones y reenergización, a través del uso de unagran unidad térmica, una turbina a gas subsidiaria y ciertoscircuitos de la Red de Distribución.
1 1 4
El Servicio Complementario de Partida Autónoma es pagado en base a la
Disponibilidad: tanto los servicios de FRC como GRC se supondrán en condiciones
de ser despachados en cualquier momento, a menos que el proveedor haya avisado
específicamente a NEMMCO de la indisponibilidad para prestar el servicio.
A través de pruebas anuales, NEMMCO verifica la disponibilidad de los
proveedores para prestar el servicio y el cumplimiento de los estándares y
requerimiento técnicos de su provisión.
3.6 Argentina
En 1992 se produjo una profunda reorganización del Sector Eléctrico en
Argentina, basada en la reestructuración que se dio en el Sistema británico. Fue
propuesta como medio para lograr una mayor eficiencia en la prestación del servicio
eléctrico, promoviendo —tanto como fuera posible— la competencia entre los
actores intervinientes, propugnando la máxima partición horizontal y vertical de las
empresas e independizando las distintas actividades o funciones.
En julio de 1992 se dispuso la creación de CAMMESA (Compañía
Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S. A.), cuyas principales funciones
comprenden la coordinación de las operaciones de despacho, la responsabilidad por
el establecimiento de los precios mayoristas y la administración de las transacciones
económicas que se realizan a través del Sistema Interconectado Argentino. Es una
empresa de gestión privada con propósito público, cuyo paquete accionario está en
un 80% en manos de los agentes del Mercado Mayorista Eléctrico y el 20%
pertenece al sector público.
La supervisión y regulación general de la Industria Eléctrica está en
manos del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE), cuyas principales funciones
son velar por el cumplimiento de los contratos de concesión, prevenir conductas
anticompetitivas o monopólicas, etc. El papel del Ente es doble, siendo una de sus
actividades la Regulación y la otra, el Control.
1 1 5
3.6.1 Estructura de la Industria
En Argentina, el Sistema Eléctrico de Potencia presenta actualmente las
siguientes características:
- negocio eléctrico dividido por actividades: Generación,Transmisión y Distribución, con la participación de comercializadores.
- los consumidores se dividen en grandes usuarios y usuariosfinales.
- el Estado deja de ser empresario y tiene sólo un rol regulador.
La coordinación de la operación técnica y la administración del Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM, definido y explicado más adelante) se realiza a través del
Organismo Encargado del Despacho (OED), cargo que detenta actualmente
CAMMESA.
La Distribución y la Transmisión, por sus características monopólicas,
constituyen actividades reguladas y requieren adicionalmente el otorgamiento de
concesiones. Sin embargo, la expansión de la Red de Transmisión está sujeta a los
mecanismos del Mercado.
Los generadores están bajo concesión exclusivamente si explotan
centrales hidroeléctricas, en tanto que las centrales térmicas requieren autorización
únicamente para conectarse a la Red.
Los actores participantes en una etapa de la cadena eléctrica están
inhabilitados para actuar en otra etapa; la independencia de los transportistas tiene
por objeto asegurar el libre acceso de terceros a la Red, lo que también debe ser
garantizado por los distribuidores, si es que tienen capacidad disponible en su Red de
Distribución.
Dado que los transportistas tienen vedada la compra o venta de energía,
su retribución es fijada en cuadros tarifarios periódicos donde debe reflejarse el valor
agregado por el servicio que prestan.
1 1 6
La siguiente figura muestra el esquema organizacional del Sector
Eléctrico en Argentina, donde se ha indicado también la provisión de los Servicios
Complementarios, que se tratará después con mayor detalle:
Figura 3.18: Estructura Organizacional del Sector Eléctrico en Argentina
3.6.2 Funcionamiento del Mercado
El sistema de fijación de precios es el resultado de la libre expresión de
las fuerzas del Mercado, canalizándose toda la energía eléctrica a través del
“Mercado Eléctrico Mayorista” (MEM), en el que concurren productores,
transportistas, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores, y que está
dividido en tres segmentos:
* Mercado a Término: contratos por cantidades, precios ycondiciones pactadas libremente entre compradores y vendedores.
1 1 7
* Mercado de Corto Plazo (Spot): precios determinados en formahoraria y en función de los costos económicos de producción (Costo Marginalde Corto Plazo).
* Mercado de Estabilización: adecuación trimestral de los preciosprevistos para el Mercado de Corto Plazo, destinada a las compras de loscomercializadores.
El precio marginal horario, ofrecido por los productores, es el que se les
paga a los generadores eléctricos en el Mercado Spot y, a partir de su precio previsto
promedio, se calcula el precio de venta a los distribuidores por sus compras en el
Mercado Spot. Los comercializadores pagan un precio diferencial, dependiendo de su
localización en el Sistema, que refleja la contribución a las pérdidas de la Red de
Transmisión. Por otro lado, generadores y distribuidores pagan a los transportistas un
cargo fijo por conexión y participan de las transacciones de potencia reactiva.
Todos los días a las 10:00 AM se deberá suministrar al OED la
información necesaria para realizar el predespacho del día siguiente y cualquier
modificación a los datos previstos para el resto de la semana.
El precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista refleja el costo
del siguiente MW de demanda a abastecer por despacho, teniendo en cuenta las
restricciones vigentes, asociadas a la Transmisión y al mantenimiento del nivel de
calidad del servicio y de seguridad establecidos.
Cuando un generador con contratos en el Mercado a Término resulta
despachado por encima de su potencia contratada, puede vender la potencia
excedente en el Mercado Spot, al correspondiente precio para la potencia en su nodo.
Cada hora, el Organismo Encargado del Despacho (OED) calculará el
Precio de Mercado (con una metodología basada en los costos marginales) e
informará la lista de las máquinas forzadas (generadores requeridos para entrar en
funcionamiento, a pesar de no formar parte del despacho óptimo, por razones de
restricciones en la Transmisión, por requerimientos de punta, etc.). En caso de
cambios intempestivos, el OED podrá solicitar apartamientos transitorios respecto a
la programación prevista, sin realizar un redespacho, pero respetando las
1 1 8
restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar
el predespacho y que puedan afectar su seguridad.
La operación en tiempo real se realiza con independencia de los contratos
a término firmados por los generadores, donde todo apartamiento entre lo contratado
y la operación real se canaliza en el Mercado Spot.
Como el precio pagado por los distribuidores se fija independientemente
de la retribución real de los generadores y transportistas , se ha creado un fondo de
estabilización para atender los desfasajes financieros.
El Mercado de los usuarios finales también es segmentado en un tramo
regulado y otro abierto a la competencia. En el segmento regulado, se garantiza el
monopolio al distribuidor que ostenta la concesión, imponiéndosele la obligación de
satisfacer toda la demanda que le sea requerida dentro de los términos de su contrato
de concesión.
Los contratos de concesión deben especificar las obligaciones de los
concesionarios en cuanto a la calidad técnica y comercial del servicio. La obligación
asumida por la empresa no está sujeta a la disponibilidad de energía en el MEM y el
Estado Nacional no asume ningún compromiso para solucionar eventuales déficit
futuros de producción.
3.6.3 Servicios Complementarios
Si bien no existe explícitamente un Mercado de los Servicios
Complementarios, está considerada en la normativa vigente la provisión de varios de
ellos, tendientes a mantener la confiabilidad en la operación de la Red.
Entre estos servicios de soporte al Sistema, se consideran los siguientes,
especificándose también las condiciones técnicas y la forma en que deben ser
provistos y transados por los distintos agentes del Mercado:
· Regulación Primaria de Frecuencia
· Regulación Secundaria de Frecuencia
1 1 9
· Regulación Terciaria de Frecuencia
· Control de Voltaje (Potencia Reactiva)
a) Regulación Primaria de Frecuencia
La frecuencia del Sistema, en operación normal, puede moverse
libremente entre 49,8 y 50,2 Hz, para lo cual es necesario que siempre exista un
monto suficiente de Regulación Primaria, continuamente disponible.
Es obligación de todos los generadores del Sistema proveer este servicio,
por el cual no se realiza retribución económica.
El Operador del Sistema (u Organismo Encargado del Despacho,
función ejercida por CAMMESA) determina estacionalmente un nivel de reserva
óptimo de Regulación Primaria a mantener, asignándole a todas las unidades idéntica
proporción en este aporte. Para determinar ese nivel óptimo de Regulación Primaria,
el Operador considera diferentes montos globales, determinando para cada uno de
ellos la suma entre el costo de operación de todo el Sistema y el costo total de la
energía no suministrada: aquel monto de Regulación Primaria que entregue el valor
mínimo de estos costos sumados, determinará el nivel óptimo de reserva a asignar,
para dicho servicio.
Por lo general, el monto de este servicio resulta ser entre 3 y 3,3% de la
demanda total del Sistema, incluidas las pérdidas.
Además, se le exige a los generadores que provean el monto de
Regulación Primaria requerido, en un tiempo no mayor a 30 segundos, sin
especificarse explícitamente el tiempo mínimo en que deben mantener dicha
provisión.
Dada la obligatoriedad en la provisión de este servicio, los generadores
no reciben ni pagan nada por ella. En todo caso, se supone que reciben una mayor
remuneración, a través del incremento en el precio de la energía, como consecuencia
de la consideración del margen de reserva para Regulación Primaria en el despacho.
Si un generador no puede aportar el monto despachado por el Operador, debe
1 2 0
compensar a los que lo hacen por él. El pago que realizan por esta provisión es al
precio de la energía en el Mercado Spot, siempre y cuando no haya déficit en el área
de despacho respectiva. Si hay déficit, el precio de la energía se pondera con el
precio de la energía no suministrada. Estos precios, pues, no se aplican directamente
a la ofertas de reserva, sino que se utilizan para compensar a los generadores que
aportan un monto adicional al porcentaje de compromiso.
En el caso de que el Operador del Sistema detecte que una unidad
generadora no cumple con su aporte comprometido a la Regulación Primaria de
Frecuencia, debe considerar para el cálculo de su remuneración por energía que no la
aportó durante todo el correspondiente mes, o sea, como si hubiera sido despachada
sin reserva regulante.
De detectar dentro de los siguientes seis meses un nuevo incumplimiento
a su compromiso de Regulación Primaria, el Operador debe considerar para el
cálculo de su remuneración por energía que no aportó a ella durante dicho mes y
suspender la habilitación de la máquina para Regulación Primaria por un período de
seis meses.
b) Regulación Secundaria de Frecuencia
Los generadores deben ser habilitados por el Operador Independiente del
Sistema (u Organismo Encargado del Despacho, OED), pero la provisión de este
servicio es voluntaria, aunque se debe avisar previamente si no se prestará el servicio.
El objetivo de la Regulación Secundaria es restablecer la frecuencia del
Sistema al rango admisible y recobrar el nivel deseado de Regulación Primaria que
haya sido utilizada.
El despacho de este servicio lo realiza el Operador del Sistema después
del despacho de la energía y Regulación Primaria. Su monto también lo determina el
Operador, como un porcentaje de la demanda horaria del Mercado Diario y suele
representar alrededor de un 1,5% de la reserva de operación calculada para cada
periodo estacional.
1 2 1
Se define un gradiente mínimo de 30 MW/minuto y, aunque la normativa
no especifica el tiempo mínimo para la provisión de esta reserva, generalmente se
considera un rango de tiempo de 5 a 10 minutos para que esté disponible el margen
máximo despachado. A su vez, se estima adecuado un tiempo de por lo menos tres
horas para mantener la provisión.
Las ofertas para este servicio se seleccionan en base a una lista de
prioridad, comenzando por las ofertas de precios presentadas por los generadores
hidráulicos. Estas ofertas corresponden, en realidad, a porcentajes del precio spot de
la energía. Luego, se consideran los generadores térmicos, según su costo marginal
de generación. Si resulta despachado un generador hidráulico, el precio horario del
servicio resultará ser el porcentaje del precio spot de la energía ofrecido por éste; si
se despacha, en cambio, a un generador térmico, el precio del servicio será un
porcentaje máximo de ese precio spot, definido por el Operador.
Por su parte, los agentes consumidores del Mercado Eléctrico pagan por
el servicio un monto calculado mensualmente, igual a la sumatoria de la
remuneración horaria de todas las horas del mes.
De verificar el Operador del Sistema que la central despachada para la
Regulación Secundaria de Frecuencia no cumple con el compromiso asumido, debe
considerar para el cálculo de su remuneración que no aportó a la Regulación
Secundaria durante todo el correspondiente mes y suspender su habilitación para
participar en ella durante los siguientes tres meses.
De detectarse dentro de los siguientes seis meses un nuevo
incumplimiento a su compromiso de Regulación, el Operador debe considerar para el
cálculo de su remuneración que no aportó a la Regulación Secundaria de Frecuencia
durante todo el correspondiente mes y suspender su habilitación para participar en
ella durante los siguientes seis meses.
c) Regulación Terciaria de Frecuencia
Este servicio lo proveen las mismas unidades que aportan la Regulación
Secundaria. La provisión de la Regulación Terciaria considera, entre otras cosas, la
1 2 2
corrección del tiempo sincrónico, cuya desviación no puede ser mayor de 10
segundos, con respecto al tiempo astronómico.
Se despachará el conjunto de máquinas en reserva partiendo de la primera
máquina de la lista ordenada diaria y hasta completar el nivel de potencia requerido.
La previsión de precio en el Mercado de la potencia en reserva para ese
día hábil estará dado por el de la máquina más cara aceptada como Reserva.
En general, no corresponde a un servicio independiente ni se ha definido
en forma exhaustiva. Tampoco existe un Mercado para su transacción.
d) Control de Voltaje
Todos los agentes reconocidos del MEM son responsables por el Control
del Voltaje y el flujo de energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM.
Cada Generador se compromete a entregar :
* en forma permanente: hasta el 90% del límite de potenciareactiva, inductiva o capacitiva, en cualquier punto de operación que estédentro de las características técnicas de la máquina dadas por la Curva deCapacidad para la máxima presión de refrigeración
* en forma transitoria: el 100% durante 20 minutos continuos,con intervalos de 40 minutos.
Además, el Generador se compromete a mantener la tensión en barras
que le solicite el Operador del Sistema.
Las empresas de Transmisión se comprometerán a mantener la tensión
dentro del rango que especifique el Operador del Sistema para las barras de su Red y
de las inmediatas adyacentes de menores tensiones sobre las que se tenga Control de
Voltaje.
Para condiciones normales en el Sistema, el rango especificado será de
+/-3% para 500 kV y +/-5% para 220 y 132 kV.
1 2 3
Si en la operación real se detectara incumplimiento, y el agente no
hubiera informado la correspondiente indisponibilidad, será penalizado por todas las
horas del período estacional.
Si para mantener el nivel de tensión requerido se debe entrar en servicio
una unidad generadora que no estaba despachada, el agente responsable deberá pagar
el sobrecosto de la energía generada por ésta, además de los cargos o penalizaciones
que correspondan.
Si la indisponibilidad de reactivos de un generador fue informada en la
programación estacional (limitación prolongada), deberá abonar un cargo fijo igual al
costo de operación y mantenimiento del equipo de reemplazo durante las horas en
servicio o en Reserva No Sincronizada del período estacional.
Si dicho incumplimiento del Generador fue informado en la
programación semanal o diaria (limitación transitoria), deberá abonar una
penalización igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de
reemplazo durante las horas indisponibles.
Si la disponibilidad de reactivos de un generador resultase inferior a lo
comprometido, y no fue informada, deberá abonar la penalización mencionada
durante todas las horas en servicio o en Reserva No Sincronizada del período
estacional.
Los generadores que no cumplan con sus compromisos, podrán ver
limitado su acceso al Sistema cuando se afecte el nivel de calidad de tensión
requerido.
El no cumplimiento por parte del transportista de sus obligaciones
implicará un cargo fijo por equipamiento faltante equivalente, por MVAr, a 20 veces
la remuneración horaria, en concepto de conexión por Transformador de Rebaje,
dedicada durante todas las horas del período estacional.
De no cumplir el transportista transitoriamente con los compromisos, por
indisponibilidad de equipamiento informada, abonará una penalización igual, por
1 2 4
MVAr, a 20 veces la remuneración horaria, en concepto de conexión por
Transformador de Rebaje dedicada, durante las horas que dure el incumplimiento.
El distribuidor o gran usuario será responsable de la disponibilidad del
equipamiento requerido para obtener estos resultados, incluyendo la Reserva
necesaria. De no poder cumplir con los valores establecidos anteriormente por falta
de equipamiento, deberá abonar un cargo fijo equivalente al costo de operación y
mantenimiento del equipo de reemplazo durante todas las horas del período
estacional, si la indisponibilidad fue informada en la programación estacional.
De no cumplir transitoriamente el distribuidor o gran usuario con los
compromisos por indisponibilidad de equipamiento informada, abonará una
penalización igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de
reemplazo durante las horas que dure el incumplimiento.
En la operación real, de no cumplir transitoriamente el distribuidor o gran
usuario con los compromisos ya sea por indisponibilidad de equipamiento no
informada, por imprevisión o por incorrecta operación, abonará una penalización
igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de reemplazo
durante todas las horas del período estacional.
Los distribuidores y grandes usuarios que no cumplan con sus
compromisos, podrán ver limitado su acceso al Sistema cuando se afecte el nivel de
calidad de tensión requerido.
Por otro lado, las transacciones por este servicio se dan en función del
balance resultante, conforme a los compromisos anteriormente mencionados. Esto se
valora a través de cargos fijos mensuales, definidos por el Operador del Sistema en
base al equipamiento de compensación declarado por generadores y transportistas, y
a la demanda reactiva declarada por los distribuidores y grandes usuarios.
1 2 5
IV. ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SERVICIOS
COMPLEMENTARIOS
En el presente capítulo se realiza un esfuerzo de selección y síntesis de
los principales aspectos relacionados con los Servicios Complementarios y su
provisión, que pudieron observarse y estudiarse en los diversos Sistemas Eléctricos
antes presentados. Este análisis integra, en forma casi esquemática, variados tópicos,
a través de una estructuración armónica, la cual pretende mostrar separadamente los
principales hitos que es preciso definir para llevar a cabo una implementación futura
de estos servicios, tan necesarios para la adecuada operación de todo Sistema
Eléctrico.
4.1 Aspectos Generales sobre su Provisión
Como ha podido observarse, este trabajo se ha basado en la investigación
de Sistemas Eléctricos bastante variados, los cuales, si bien poseen una serie de
características básicas relativamente similares, difieren en otras, a veces hasta el
punto de hacer difícil un paralelismo en el análisis conjunto.
Por lo anterior, se ha querido abordar los siguientes temas para realizar
dicha comparación, ya que influyen directamente en la provisión de los Servicios
Complementarios:
· estructuras organizacionales.
· organismo coordinador de la provisión.
· mecanismo de gestión.
· selección de los principales servicios.
A continuación, se compara la provisión de los Servicios
Complementarios en los Sistemas Eléctricos estudiados, bajo cada uno de los
aspectos antes mencionados.
1 2 6
4.1.1 Estructuras Organizacionales
En el capítulo tercero de este trabajo se describe la organización del
Sector Eléctrico en cada país y se muestra un diagrama (dentro de la sección
correspondiente a la "Estructura de la Industria"), con el esquema y los participantes
en ella (ver Figuras: 3.1, 3.5, 3.13, 3.17 y 3.18).
En la figura siguiente se presenta un diagrama con la estructura general
correspondiente a la mayoría de los Sistemas Eléctricos analizados, con los agentes
principales que suelen formar parte de ella. Se destacan en dicho diagrama los pagos
que se efectúan entre los diversos agentes, por la provisión de los Servicios
Complementarios:
1 2 7
Figura 4.1: Estructura Organizacional General de los Sistemas Eléctricos
Diversos aspectos distinguen a cada estructura, por de pronto, el número
de integrantes y el nombre que reciben. Sin embargo, otros tantos son comunes a
todos los Sistemas. A continuación se presentan resumidamente unos y otros, antes
de comparar la forma en que se inserta la provisión de los Servicios
Complementarios en las diferentes organizaciones:
Entes Fiscalizadores
Organismo Regulador
Operador del
Mercado
Generadores
Transmisores
Distribuidores
Comercializadores
Clientes Clientes LibresLibres
Clientes Clientes ReguladosRegulados
Mercado Primario (en algunos Esquemas)
pagos por Servicios Complementarios
instrucciones de despacho
Operador del
Sistema
Entes Fiscalizadores
Organismo ReguladorOrganismo Regulador
Operador del
Mercado
Operador del
Mercado
Generadores
Transmisores
Distribuidores
Comercializadores
Clientes Clientes LibresLibres
Clientes Clientes LibresLibres
Clientes Clientes ReguladosReguladosClientes Clientes
ReguladosRegulados
Mercado Primario (en algunos Esquemas)
pagos por Servicios Complementarios
instrucciones de despacho
Mercado Primario (en algunos Esquemas)
pagos por Servicios Complementarios
Mercado Primario (en algunos Esquemas)
Mercado Primario (en algunos Esquemas)
pagos por Servicios Complementarios
pagos por Servicios Complementarios
instrucciones de despacho
instrucciones de despacho
Operador del
Sistema
1 2 8
a) Aspectos Comunes a Todos los Sistemas
i. Separación y distinción clara entre las actividades de Generación,
Transmisión, Distribución y Comercialización.
En todos los Sistemas se reconoce la posibilidad de competencia
económica en la Generación y Comercialización, así como la condición de
monopolios regulados para la Transmisión y Distribución.
ii. Organismos reguladores y fiscalizadores (generalmente estatales), que velan
por el cumplimiento de las normas y reglas del Sector.
Varía su número y la forma de distribuirse las atribuciones, pero es
común su función fiscalizadora.
iii. Presencia de un organismo Operador Independiente del Sistema.
Se preocupa del despacho y la coordinación de la operación del Sistema
en su conjunto. Suele ser el propietario —o al menos el operador— de la Red de
Transmisión. Su principal característica es la ausencia de intereses en la Generación.
En la totalidad de los Sistemas estudiados, es el Operador del Sistema
quien se encarga de coordinar y asegurar la adecuada provisión de los Servicios
Complementarios.
iv. Mecanismo de provisión de los Servicios Complementarios separado de la
asignación del suministro eléctrico básico.
En la mayoría de los Sistemas analizados existe en forma explícita un
Mercado de los Servicios Complementarios. En los que no, igualmente se despachan
y proveen en forma independiente a la energía.
1 2 9
b) Aspectos Particulares de Algunos Sistemas
i. Operador del Mercado, independiente y distinto del Operador del Sistema.
En España y en los Países Nórdicos existe una entidad separada del
Operador Independiente del Sistema, que maneja el Mercado de la Energía.
En los Países Nórdicos hay un solo Operador del Mercado y cuatro
Operadores del Sistema, uno por cada país integrante de ese Sistema Interconectado,
que corresponden a los propietarios de la Red de Transmisión en cada uno de ellos.
Por su parte, el Estado de California posee en su estructura un
Negociador de la Energía, que es un Coordinador de la Programación regulado y que
se encarga de gestionar las transacciones en el Mercado de la Energía Diario y
Horario.
ii. Aspectos relacionados con la provisión de cada Servicio Complementario.
Existen muchas diferencias en cuanto a la forma de procurar dichos
servicios, determinar los montos de cada uno, los pagos a sus respectivos
proveedores, etc. Sin embargo, esto se analiza con mayor detalle en una sección
posterior, cuando se comparen los principales Servicios Complementarios provistos
en los diferentes Sistemas.
4.1.2 Organismo Coordinador de la Provisión
Como se mencionó un poco más arriba, todos los Sistema Eléctricos
analizados tienen en común el hecho de que la provisión de los Servicios
Complementarios está a cargo del organismo que desempeña el papel de Operador
del Sistema, aunque no siempre se le designe con este nombre.
Las principales características y funciones de este organismo en los
diferentes Sistemas se esquematizan en la siguiente figura y luego se explican
brevemente:
1 3 0
Figura 4.2: Principales Funciones del Operador del Sistema
a) Encargado del Despacho del Suministro Eléctrico
En todos los Sistemas, el Operador del Sistema es el responsable del
correcto funcionamiento del mismo, coordinando la acción de los diferentes agentes
que participan en él. Sin embargo, no siempre participa o dirige las transacciones que
se dan en el Mercado Básico o Primario de la electricidad (donde se transa energía
y/o potencia).
En Inglaterra, existe un Pool, donde los proveedores y comercializadores
realizan las transacciones por el suministro, bajo la coordinación del Operador del
Sistema. En Noruega también hay un Pool, pero no es manejado por el Operador del
Sistema, sino por el Operador del Mercado (Nord Pool). España también cuenta con
un organismo totalmente independiente del Operador del Sistema, que se encarga del
Mercado Básico o Spot. Por su parte, en California existe el Negociador de la
Despacho
Despacho del Suministro
del Suministro
Operación de la
Operación de la
Transmisión
TransmisiónManejo de la
Manejo de la
Congestión
Congestión
Provisión de los Servicios Provisión de los Servicios ComplementariosComplementarios
Control y Monitoreo
Control y Monitoreo
Confiabilidad
Confiabilidad
Despacho
Despacho del Suministro
del Suministro
Operación de la
Operación de la
Transmisión
TransmisiónManejo de la
Manejo de la
Congestión
Congestión
Provisión de los Servicios Provisión de los Servicios ComplementariosComplementarios
Control y Monitoreo
Control y Monitoreo
Confiabilidad
Confiabilidad
1 3 1
Energía, que desempeña también esa función en los Mercados de la Energía de
Anticipación Diaria y Horaria, donde se da la mayor parte de las transacciones.
Los casos de Australia y Argentina difieren de los demás en este punto,
puesto que en ellos el mismo Operador del Sistema tiene la responsabilidad sobre
todas las transacciones que se dan en el Sector Eléctrico (es decir, no hay en ellos
distinción entre Operador del Sistema y Operador del Mercado).
b) Operador de la Red de Transmisión
En Inglaterra, los Países Nórdicos, España y Australia, el Operador del
Sistema corresponde al propietario de la Red de Transmisión. En California, no tiene
propiedad alguna, ni en la Transmisión ni en ninguna otra empresa del Sector; algo
similar sucede con CAMMESA, en Argentina.
c) Manejo de la Congestión en la Transmisión
El manejo de la congestión es una tarea por la cual el Operador del
Sistema es responsable en todos los Sistemas estudiados. En algunos (como es el
caso del Estado de California o en Inglaterra) se considera como parte de los
Servicios Complementarios; en otros (por ejemplo, los Países Nórdicos o España), lo
realiza el Operador del Sistema como parte de un proceso aparte, a través de
redespachos de las unidades generadoras (de un modo mandatorio o por contratos).
d) Confiabilidad del Sistema y Provisión de los Servicios Complementarios
Otra característica común al Operador del Sistema de todos los lugares
analizados es su responsabilidad en la confiabilidad de la operación del Sistema,
contra la ocurrencia de contingencias predecibles.
Relacionado con esto, está el hecho —ya mencionado— de que también
en todos estos Sistemas dicho Operador es el encargado de administrar el Mercado de
los Servicios Complementarios. La conveniencia de esto último se deriva, entre otras
cosas, de la necesidad que existe de una coordinación centralizada de esos servicios y
de las ventajas —especialmente en términos de eficiencia— que se obtienen al
realizar el despacho de ellos la misma entidad que tiene a su cargo el despacho de los
1 3 2
servicios eléctricos básicos y que vela por la correcta operación del Sistema en su
conjunto.
4.1.3 Mecanismo de Gestión
En cuanto a la forma de implementar la provisión de los Servicios
Complementarios y el mecanismo de transacción económica de los mismos, se
pueden observar diversas soluciones adoptadas en los Sistemas Eléctricos analizados.
Independiente del método específico utilizado para la provisión de estos
servicios, es posible observar en todos los países una clara orientación al Mercado, es
decir, en todos ellos queda patente la tendencia a tratar de lograr, en la medida de lo
posible, el mayor grado de competencia entre los proveedores de estos servicios y
una determinación de los precios lo más cercana a las reglas que rigen los Mercados
competitivos.
a) Tipos de Mecanismos
Entre tales mecanismos o formas de gestionarse y transarse los Servicios
Complementarios destacan los siguientes:
i. Subastas Competitivas.
Proceso de valoración de un servicio y selección de sus proveedores,
basado en la competencia que se establece entre ellos, a partir de las ofertas de
precios que presentan al organismo gestionador de los servicios.
En su versión más simple, el organismo gestionador de la provisión
determina con anticipación los montos requeridos para cada servicio y convoca estas
subastas, con las cuales busca satisfacer las necesidades globales del servicio para el
Sistema, al mínimo costo para él, seleccionando a los proveedores con menores
precios, hasta completar el monto requerido.
Hay Sistemas —como el de California— en los que se está buscando
implementar métodos de optimización, para lograr que las soluciones encontradas
correspondan a la de mínimo costo global para el Sistema. Incluso, en el Sistema
1 3 3
Eléctrico mencionado, se quiere realizar la optimización y definir la provisión en
forma simultánea, para todos los Servicios Complementarios y también la energía en
el Mercado Spot, con el objetivo de que los precios se acerquen lo más posible a los
costos marginales de producción.
ii. Contratos Bilaterales.
Mecanismo de transacción de los servicios, mediante el cual el
organismo gestionador llega a acuerdos comerciales con cada proveedor, en forma
separada e independiente. El precio del servicio que resulta de la utilización de este
mecanismo suele no ser único y, muchas veces, no es conocido públicamente, sino
que se trata de contratos privados.
Este método generalmente es más sencillo de implementar, debido a que
la evaluación de las alternativas es más fácil para el organismo que gestiona dicha
provisión. Puede ser más recomendable utilizarlo, por ejemplo, en casos en los que se
tienen pocos proveedores para el servicio (por lo que la competencia puede ser más
difícil) o si no se desea correr el riesgo de escasez en los montos provistos del
servicio, por considerarse, tal vez, muy necesario para la confiabilidad del Sistema.
Un ejemplo de este último caso corresponde a la Partida Autónoma en Inglaterra (y
en otros Sistemas Eléctricos).
Sin embargo, con este sistema de pagos muchas veces es más difícil
obtener el óptimo —en términos de provisión a mínimo costo para el Sistema en su
conjunto—, puesto que esta evaluación separada de las distintas ofertas que pueden
presentársele al gestionador o coordinador, no permite un proceso comparativo e
integral de optimización.
iii. Pagos Fijos.
Forma de valorización utilizada en varios Sistemas Eléctricos, para
ciertos Servicios Complementarios (por ejemplo, la Regulación Primaria en los
Países Nórdicos), que consiste en la determinación —generalmente anual—, por
parte del organismo gestionador, de un monto fijo a pagar a los proveedores. Este
monto de dinero lo determina aquel organismo en base a la estimación que realiza del
1 3 4
monto a utilizar del servicio, según las necesidades del Sistema y pronosticando,
entre otras cosas, el tamaño y las características de la demanda para el periodo de
tiempo sobre el cual realiza esta programación.
Este mecanismo suele ser de dos tipos:
· Reparto de un Monto Fijo: el organismo gestionadordetermina un monto total de dinero por la provisión delservicio en un periodo de tiempo (generalmente de un año),que reparte entre los proveedores, según el aporte efectuadopor cada uno.
· Precio Unitario Fijo: se fija, para un periodo determinado, unprecio fijo a pagar a los proveedores por cada unidad aportadade servicio. Por ejemplo, en los Países Nórdicos actualmentese paga por el Servicio Complementario de Control deVoltaje, un precio fijo de US$2,22 por cada MVArh generado(por sobre el monto mínimo obligatorio).
b) Implementación en los Sistemas Estudiados
El caso más cercano a la libre competencia en el Mercado que se está
analizando corresponde tal vez al del Sistema Eléctrico del Estado de California. En
éste, como puede observarse en la descripción hecha en el presente trabajo, los
Servicios Complementarios (en particular, aquéllos relacionados con las reservas de
potencia activa: Regulación, Reservas de Operación y Reserva de Reemplazo) se
transan en un Mercado donde el Operador Independiente del Sistema organiza
subastas competitivas, en las que pueden participar libremente los proveedores que lo
deseen (cumpliendo con los requisitos mínimos especificados para la provisión) y
con las que se determina competitivamente el precio de cada servicio y los
generadores que lo proveen —para el periodo de programación correspondiente—, a
través de un proceso de optimización, donde se busca minimizar el costo total para el
Sistema por la provisión de tales servicios.
Por su parte, en Inglaterra, en los Países Nórdicos y en Australia existe
un Mercado muy avanzado y competitivo para los servicios básicos, pero la
provisión de la mayoría de los Servicios Complementarios en ellos, es gestionada por
el Operador del Sistema en base a contratos bilaterales con los proveedores, más que
1 3 5
a través de subastas competitivas. Concretamente, en los Países Nórdicos sólo se
realizan tales subastas para el Servicio Complementario de Regulación Secundaria
(conocido allí como Reservas Rápidas), en el Mercado Regulatorio, que maneja cada
Operador del Sistema; los demás Servicios Complementarios son contratados
bilateralmente cada año, entre el Operador del Sistema y cada proveedor, ya sea
pagando un precio unitario fijo a cada proveedor (Control de Voltaje) o repartiendo
un monto fijo total de dinero entre todos ellos, según su aporte (Regulación
Primaria). En Australia, todos los Servicios Complementarios se transan a través de
contratos bilaterales anuales y sólo es posible conocer los gastos totales que por cada
servicio hace el Operador del Sistema (los pagos a cada proveedor no se conocen
públicamente).
Sin embargo, Inglaterra representa, en cierto sentido, un caso particular,
debido a que allí los Servicios Complementarios se transan según la clasificación que
tengan (Obligatorios, Necesarios y Comerciales) y ésta no depende tanto del servicio
mismo, como de las condiciones en que se provea. Así, por ejemplo, el Servicio
Complementario de Control de Voltaje puede ser considerado un servicio
obligatorio, necesario o comercial en diferentes circunstancias, según una serie de
factores, tales como el monto provisto por el generador, la disponibilidad que haya
del servicio en el Sistema, las necesidades específicas del Operador, etc. En
definitiva, los Servicios Obligatorios y Necesarios suelen transarse por medio de
contratos bilaterales, en tanto los Servicios Comerciales se gestionan a través de
subastas competitivas.
Los mecanismos de provisión de los Servicios Complementarios en
España y Argentina poseen bastantes similitudes, si bien el de España se encuentra
más desarrollado. En este último país, se tiene un Mercado para estos servicios, en
forma explícita y separada del Mercado Básico; en él se transan los Servicios
Complementarios de Regulación Secundaria y Terciaria, a través de subastas
competitivas para cada hora del día siguiente. La Regulación Primaria allí es un
servicio obligatorio y no pagado, en tanto que el Control de Voltaje y la Partida
Autónoma se proveen por contratos bilaterales anuales.
1 3 6
En Argentina, la situación es bastante similar a lo que ocurre en España:
la Regulación Primaria es obligatoria y no pagada (sólo hay pago de un generador a
otro si no se puede proveer por sí mismo el monto mínimo obligatorio); la
Regulación Secundaria se transa por medio de subastas competitivas, aunque lo que
los generadores (hidráulicos) ofrecen no son precios propiamente tales, sino
porcentajes del precio spot. Las principales diferencias con el Sistema Eléctrico
Español se observan en la provisión del Control de Voltaje y en la Regulación
Terciaria. El Control de Voltaje en Argentina se paga por medio del reparto de
montos fijos mensuales, definidos por el Operador del Sistema (en base al
equipamiento de compensación declarado por los proveedores y a la demanda
reactiva declarada por distribuidores y grandes usuarios); por su parte, la Regulación
Terciaria (para la cual aún no se han definido en forma exhaustiva los requerimientos
de provisión) se transa en base a contratos bilaterales anuales.
Todos estos aspectos económicos (y también los técnicos) se analizan
con mayor detalle en la sección 4.2. de este capítulo, en forma paralela, para cada
Servicio y para cada Sistema Eléctrico.
4.1.4 Selección de los Principales Servicios
Finalmente, se procedió a hacer una selección de los Servicios
Complementarios más destacados en los Sistemas estudiados. Dicha selección está
basada en una serie de criterios, considerados relevantes en cuanto a la operación del
Sistema y a la implementación de un Mercado para estos servicios. Concretamente,
entre estos criterios de selección utilizados, se encuentra el ámbito o la amplitud del
uso de los servicios, vale decir, cuáles de ellos son usados en la mayoría de los
Sistemas Eléctricos estudiados.
Otro criterio de selección importante a considerarse es el que dice
relación con la confiabilidad del Sistema Eléctrico, a partir de lo cual se estimó
indispensable la inclusión de todo servicio que haga más segura la operación del
Sistema en su conjunto, puesto que ése es el objetivo principal que se persigue con la
provisión de los Servicios Complementarios.
1 3 7
También se escogieron los servicios según su importancia específica y su
necesidad intrínseca, de manera de que cada uno signifique un aporte real e innegable
a la calidad del suministro eléctrico que llega a los consumidores. Lo anterior se
deriva del hecho de que muchos de los Servicios Complementarios que se suelen
definir en diferentes lugares, o están incluidos, o difieren muy poco o casi se
identifican con varios otros de ellos. Por este motivo, se buscó seleccionar servicios
"independientes" unos de otros e individualmente necesarios para asegurar la
confiabilidad a todo el proceso de entrega del suministro eléctrico, desde los
productores hasta los consumidores finales del mismo.
En definitiva, los Servicios Complementarios elegidos para el análisis
que sigue, por considerarse más destacados e importantes, son los siguientes:
· Regulación Primaria de Frecuencia.
· Regulación Secundaria de Frecuencia.
· Regulación Terciaria de Frecuencia.
· Control de Voltaje.
· Partida Autónoma.
En la siguiente sección se presentan tablas para cada servicio, en las que
se comparan los principales aspectos técnicos y económicos de su provisión, en los
diferentes Sistemas Eléctricos estudiados.
1 3 8
4.2 Comparación para cada Servicio
4.2.1 Aspectos Técnicos
a) Regulación Primaria de Frecuencia
i. Definición.
Ajuste rápido de generación, aportado por generadores conectados a la
Red, para mantener permanentemente el balance entre generación y carga.
ii. Otros nombres del Servicio.
Control Primario de Frecuencia, Pendiente de Frecuencia, Estatismo.
iii. Comparación por Países.
1 3 9
Tabla 4.1: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del
Servicio Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia
técnica InglaterraPaíses
NórdicosEspaña California Australia Argentina
TiempoRespuesta
10 segundos 30 segundos 15 - 30 segundos Instantáneo 6 o 60 segundos 30 segundos
Tiempomantenido
30 segundosMientras sea
necesario(sin límite)
Mientras seanecesario
Mientras seanecesario
90 segundosMinutos
(no se especifica)
Proveedor*Generadores
*Cargasdesconectables
Generadoreshidráulicos;
algunos utilizancontroladoresautomáticos
Todos losgeneradores
Generadores(también RMR)
Generadorescontrolados
automáticamente(governors).
Todos losgeneradores.
Monitoreo yFiscalización
Modulacióncontinua.
La frecuenciadebe estar siempre
en el rango de50 Hz +/-1%
Provisión basadaen la confianza
mutua: Operadorconfía en
información delgenerador y nofiscaliza mucho
Inspecciónaleatoria cada 5
años
A través delcálculo del ACE
(Error del Área deControl)
Pruebas regulares yaleatorias
Monitoreo paraverificar
disponibilidad ydesempeño.
Si el Operadordetecta cualquierincumplimientoen lo pactado,considerará el
servicio noprovisto en todo
ese mes.
técnica InglaterraPaíses
NórdicosEspaña California Australia Argentina
MontoRequerido
Estatismo de 3 a5%, para todos losgeneradores. Lainsensibilidad delos reguladores
debe ser inferior a+/-15 mHz.
6.000 MW/HzDepende del
gradienteesperado para el
cambio en lademanda.
Generalmente,entre 2 y 6%.
La insensibilidadde los reguladoresdebe ser inferior a
+/-10 mHz
Determinado porel Operador del
Sistema.*Porcentaje de la
demanda totalpronosticada
(entre 3 y 12%).*Arriba y abajo,
separado
Se separa paraarriba y para abajo.Arriba: 450 MW.Abajo: 200 MW.
Entre 3 y 3,3% dela demanda total
horaria.Operador
minimiza costosde operación máscostos de energíano suministrada
Provisiónopcional/
obligatoria
Obligatoria paragrandes
generadores (peroigual se les paga)
Obligatoria Obligatoria Opcional
Mínimo obligatoriopara todos losgeneradores y
monto adicionalcontratable.
Obligatoria: si nose autoprovee,
debe comprarse.
En general, quien determina los requerimientos globales de este servicio
es el Operador del Sistema. En la mayoría de los Sistemas, aquél realiza la
determinación de dichos montos basado en los desbalances entre la generación y la
carga y en los desvíos de la frecuencia, fuera del rango admisible.
1 4 0
Se suele distinguir la Regulación "para arriba" (aumentos de generación)
y "para abajo" (disminución), como si fueran, en la práctica, servicios separados y
distintos. Éste es el caso, por ejemplo, de España, el Estado de California, Australia y
Argentina. De este modo, es posible lograr un nivel similar de confiabilidad en la
operación, con mucho menos reserva de capacidad.
En California, donde el Sistema Eléctrico es bastante enmallado, las
desviaciones de la frecuencia son mínimas, por lo que no se exige obligatoriamente
la provisión de este servicio a todos los generadores. En el resto de los Sistemas
estudiados, se da la exigencia de un monto mínimo por parte de todos los
generadores, o al menos los más grandes.
b) Regulación Secundaria de Frecuencia
i. Definición.
Unidades generadoras conectadas a la Red con capacidad disponible y
grandes cargas desconectables, que pueden responder en pocos minutos a los
requerimientos del Operador. Generalmente se operan con AGC (Control
Automático de la Generación).
ii. Otros nombres del Servicio.
Reserva Sincronizada, Reserva en Giro, AGC, Reservas Rápidas.
iii. Comparación por Países.
1 4 1
Tabla 4.2: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del
Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia
técnica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
TiempoRespuesta
30 segundos 15 minutos 10 minutos 10 minutos 5 minutos 5 – 10 minutos
Tiempomantenido
30 minutos 4 horas No se explicita 2 horas No se explicita3 horaso más
Proveedor
*Generadores conAGC
*Cargasdesconectables.
*Generadoreshidráulicos*Grandes
consumidores(industrias).
Generadoreshabilitados por el
Operador delSistema.
Generadores.
AGC, cargasdesconectables,generadores departida rápida.
Generadoreshabilitados por el
Operador delSistema.
Monitoreo yFiscalización
Monitoreo diariode la provisión.
Confianza mutua:sin mayor
fiscalización
La unidadgeneradora tienela obligación decumplir con labanda asignadapor el Operador
del Sistema
El Operador velapor el
cumplimiento delos estándares de
provisión.
Pruebas regularesy aleatorias
Monitoreo paraverificar
disponibilidad ydesempeño
Si el Operadordetecta cualquierincumplimientoen lo pactado, no
le pagará elservicio en todo el
mescorrespondiente
MontoRequerido
Determinaciónanual por el
Operador, segúndemandaesperada,capacidad
disponible yexperienciahistórica.
En principio, todala capacidad degeneración está
disponibledespués del
Mercado Spotpara Regulación
Secundaria.
Según ACE.A subir y a bajar,separadamente.
La reserva a bajarserá entre 50 y
100%de la reserva a
subir
* > 0,5 * (5%dem[hidro] + 7%dem
[otro] )*Mayor
contingencia*Otro criterio del
Operador Sist.
Se separa paraarriba y para
abajo.Arriba: 600 MW.Abajo: 300 MW.
30 MW / min,como mínimo
Aprox. 1,5% de laReserva deOperación
calculada paracada periodo.
Provisiónopcional/
obligatoriaOpcional Opcional Opcional Opcional Opcional Opcional
Los dos criterios más utilizados para la determinación del monto del
servicio suelen ser: la fijación de un cierto porcentaje de la demanda programada del
Sistema, para cada periodo de planificación, o la mayor contingencia esperada que
pudiera sufrir el Sistema (como la pérdida de la mayor unidad generadora, el máximo
cambio esperado en la carga del Sistema, etc.).
El tiempo de respuesta exigido es quizás la característica que más
distingue a este servicio del anterior; dicho tiempo de respuesta suele ser de entre 5 y
10 minutos.
1 4 2
En la mayoría de los Sistemas, lo proveen unidades con AGC y para la
determinación del monto muchas veces se usa el cálculo del ACE (Error del Área de
Control), que mide los desbalances acumulados entre la generación y la carga.
c) Regulación Terciaria de Frecuencia
i. Definición.
Reserva de generación provista por unidades no conectadas a la Red o
grandes cargas desconectables, que puede estar totalmente disponible en algunos
minutos, cuando es requerido por el Operador del Sistema.
ii. Otros nombres del Servicio.
Reserva No Sincronizada, Reserva Fría, Reserva Detenida, Reserva de
No-Giro.
1 4 3
iii. Comparación por Países.
Tabla 4.3: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del
Servicio Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia
técnica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
TiempoRespuesta
20 minutos 15 minutos 10 minutos 5 minutos
Tiempomantenido
2 horas 2 horas 2 horas No se especifica.
No se defineexplícitamentecomo Servicio
Complementario
Proveedor
*Generadores demás de 3 MW.
*Cargasdesconectables.
Generadoreshabilitados por el
Operador delSistema.
Generadores.
Generadores.Correspondería al
servicio RGUL(aumento de gen.
por caídas defrecuencia)
Las mismasunidades que
proveenRegulaciónSecundaria.
Monitoreo yFiscalización
Monitoreo diariode la provisión.
Si la asignaciónde una oferta de
RegulaciónTerciaria originacongestión, noserá asignada
Debe estardisponible cuando
se le llame.
Pruebas regulares.Monitoreo para
verificardisponibilidad y
desempeño.
No se aplica.
MontoRequerido
Determinado porel Operador, cada
año.Mayores montosen horas punta.En promedio:
1900-2300 MWanuales.
Potencia de lamayor unidad
conectada más el2% de la demandaprevista, para cada
hora del díasiguiente (a subir
y a bajar)
Basado enporcentaje de la
demanda o mayorcontingencia;
debe considerarintercambios con
otras áreas
Aumento de 30MW en cincominutos, paracaídas de la
frecuencia bajolos 49 Hz.
Se utiliza paracorregir el tiempo
sincrónico,cuando su
desviación es de10 seg. o más.
Provisiónopcional/
obligatoriaOpcional
No seprovee
Opcional Opcional Opcional Opcional
En varios Sistemas, este servicio tiene mucho en común con la
Regulación Secundaria, distinguiéndose de ella fundamentalmente por el hecho de
ser provisto, en su mayor parte, por unidades no sincronizadas (aunque esta última no
es una condición necesaria ni general). También suele ser provisto (quizás más que
ningún otro servicio) a través de la desconexión de cargas (grandes consumos).
Un asunto importante en la determinación del monto de reserva de
generación que debe hacer el Operador del Sistema (aplicable, en general, para todos
los Sistemas Eléctricos y -en mayor o menor medida- para todos los tipos de
1 4 4
reserva), se refiere a la consideración de las características (en términos de
confiabilidad) de los generadores actualmente despachados o que estén conectados a
la Red generando en cada momento. Vale decir, es lógico esperar que la cantidad
óptima de reserva de potencia (de cualquier tipo) dependa de la confiabilidad y la
probabilidad de falla de las unidades que se encuentran ya generando (en el momento
de hacer la estimación). Esto no es considerado en la mayoría de los Sistemas,
aunque hay lugares -como el Sistema Eléctrico del Estado de California- en que se
está viendo la posibilidad de incluir este criterio entre los utilizados por el Operador,
para realizar tales cálculos.
Mientras en algunos países no se considera la provisión de este servicio,
en otros aún se encuentra en una etapa de definición y aclaración en varios aspectos,
tales como: determinación exacta de los requerimientos, definición de los montos,
asignación de los proveedores, etc., en los cuales muchas veces se aprecian
ambigüedades. En California e Inglaterra, sin embargo, se ha llegado a un nivel de
desarrollo en la definición de su provisión bastante avanzado y exhaustivo.
d) Control de Voltaje
i. Definición.
Provisión de potencia reactiva, por parte de los generadores y otros
agentes del Sistema, para mantener la tensión y el factor de potencia dentro de los
límites admisibles y para asegurar siempre la estabilidad del Sistema.
ii. Otros nombres del Servicio.
Potencia Reactiva, Control de Tensión, Soporte de Voltaje, Provisión de
Reactivos.
1 4 5
iii. Comparación por Países.
Tabla 4.4: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del
Servicio Complementario de Control de Voltaje
técnica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
TiempoRespuesta
Instantáneo 5 segundos Instantáneo 1 minuto Instantáneo Instantáneo
Tiempomantenido
No se especifica No se especifica No se especificaMientras sea
necesarioNo se especifica Permanente
ProveedorGeneradores demás de 30 MW.
Todos losgeneradores.
Todos losgeneradores.
Generadores,transmisores ydistribuidores.
*Generadores concontrol automático del
voltaje*Plantas de reactivosen la Transmisión.
*Cargasinterrumpibles.
Todos los agentes delMercado.
Monitoreo yFiscalización
Voltajes en rango:Vnom +/-10%
(para 400, 275 y132 kV).
Confianza mutua:sin mayor
fiscalización
Generadoresdeben indicar sumáxima bandade generación /absorción de
reactivos
Exigencia decumplimiento de
los montosmínimos y de los
contratos.
Monitoreo periódico ageneradores y plantas
de reactivos paraconfirmar
disponibilidad, si losdatos de operaciónson insuficientes
MontoRequerido
Basados enniveles históricosde producción:
MVAr para cadahora. Ubicaciónde proveedores.
Para mantenervoltajes y la
estabilidad delSistema
Para mantenervoltajes dentro
del rango
Monto yubicación
determinados porel Operador segúnniveles de tensión
y reactivos
Basado en la demandareactiva y en el
consumo de energía.Alrededor de 2.000MVAr, para todo el
Sistema.
*Permanentemente:hasta 90% de su
capacidad reactiva;* transitoriamente:100% durante 20minutos (cada 40
minutos)
Provisiónopcional/
obligatoria
Obligatoriomantener Factorde Potencia entre0,85 capacitivo y0,95 inductivo
Obligatoriomantener Factor dePotencia en rango
dado por:-0,2<tan(phi)<0,4
Obligatoria
Obligatoriomantener Factorde Potencia en elrango admisible(en generación,
transm. y distrib)
Obligatorio mantenerFactor de Potencia
entre 0,9 capacitivo y0,93 inductivo.
Opcional: provisiónextra de reactivos
Obligacióntransmisores: voltajes
en rango.Obligación
generadores,distribuidores y
grandes usuarios:Factor de Potencia.
1 4 6
Prácticamente en todos los Sistemas estudiados, es éste un servicio
obligatorio, pero dentro de un cierto rango mínimo, siendo posible para el Operador
del Sistema comprarle potencia reactiva adicional a los proveedores, por sobre ese
mínimo obligatorio. Para definir el requerimiento mínimo en la provisión de este
servicio, en la mayoría de las regulaciones se emplea como variable crítica el Factor
de Potencia, explicitando un rango para éste, dentro del cual todo agente del Sistema
debe operar.
Bajo condiciones normales de operación, el uso de la generación o
absorción de reactivos es considerablemente menor que la capacidad instalada y, por
otro lado, se ha observado que los requerimientos de reserva de potencia reactiva
pueden ser muy localizados y muy variables, dependiendo de las condiciones
específicas de operación y de fallas.
Dados el carácter local que tienen los problemas de voltaje en los
Sistemas Eléctricos y las pérdidas de potencia activa que implica el transporte de
reactivos por la Red, es lógico que se le exija a cada agente del Sistema (y no sólo a
los generadores) el aporte de un monto mínimo obligatorio de este servicio, aunque
los montos adicionales son mayoritariamente aportados por los generadores.
d) Partida Autónoma
i. Definición.
Retorno del Sistema a su funcionamiento normal, después de una caída o
falla total o parcial, por medio de unidades generadoras capaces de comenzar solas y
de energizar a otras, para lograr la recuperación gradual de todo el Sistema.
ii. Otros nombres del Servicio.
Partida en Negro, Restauración del Sistema, Esquemas de Recuperación
del Sistema, Reposición del Servicio.
1 4 7
iii. Comparación por Países.
Tabla 4.5: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del
Servicio Complementario de Partida Autónoma
técnica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
TiempoRespuesta
2 horas No se explicita. No se explicita. 10 minutos 2 horas
Tiempomantenido
1 a 5 días No se explicita. No se explicita. 12 horasAl menos 12 horas o
hasta aviso delOperador
Proveedor
Preferentemente,plantas de Ciclo
Combinado de másde 200 MW
Todos losgeneradores.
Generadores conCapacidad de
Partida Autónoma
Generadores conCapacidad de
Partida Autónoma
Unidades concapacidad de Partida
Autónoma
Monitoreo yFiscalización
Mantención delservicio siempre a
90-95% de lacapacidad total.
Frecuencia nuncabajo los 47 Hz.
La totalidad de losgeneradores delSistema debecontar con
capacidad dePartida
Autónoma.
Designación anualde proveedorespor parte delOperador del
Sistema.
El Operador delSistema debe
confirmar el fin dela situación deemergencia.
Controles anuales porparte del Operador delSistema; una falla en
estos controlesimplica
penalizaciones ypruebas posteriores.
MontoRequerido
Operador seleccionaa los proveedoresestratégicamente
(ubicación)Actualmente, 18
proveedores.
No se aplica.
Planes dereposición anuales
por zonasestablecidos por el
Operador delSistema.
Determinado porel Operador del
Sistema, en base aestudios de
contingencias
El Operador debeasegurar que estédisponible todo el
tiempo en cada regiónun número suficiente
de unidades.
Provisiónopcional/
obligatoriaOpcional Obligatorio
Obligatorio paralas unidades que
el Operadordesigne.
Opcional Opcional
No se hadefinido aúncon suficiente
claridad.
En general, la Partida Autónoma del Sistema suele ser provista por tres
tipos de unidades: generadores hidráulicos (los más usados para ello, si es que están
disponibles: rápidos en partir, de funcionamiento estable y de fácil control); turbinas
de combustión (partida rápida y control muy preciso); y plantas térmicas (usadas
sobre todo para la desconexión de cargas, por la facilidad que presentan en la
reducción rápida de su nivel de generación, dejándolas funcionando aisladamente
-sólo con su carga auxiliar- mientras dura la falla del Sistema).
1 4 8
En la mayoría de los países estudiados, el Operador del Sistema debe
determinar el monto y la ubicación de la capacidad de Partida Autónoma, basado en
los estudios de contingencias que serán usados como base de sus planes de
emergencia.
El Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos constituye una excepción en
cuanto a la provisión de este servicio, puesto que es un requisito mínimo de todos los
generadores contar con los equipos necesarios para poder reiniciar su funcionamiento
y energizar el Sistema, bajo la coordinación del Operador del Sistema, en caso de una
falla generalizada que lo exija. En realidad, en ese Sistema esto ni siquiera se
considera como un Servicio Complementario. Por su parte, en España este servicio
también es obligatorio y no retribuido (por ahora), pero no lo proveen todas las
unidades, sino aquellas designadas por el Operador del Sistema. En Argentina no se
ha definido aún con claridad este servicio, por lo que no fue posible tener acceso a la
información requerida sobre sus características.
1 4 9
4.2.2 Aspectos Económicos
a) Regulación Primaria de Frecuencia
Tabla 4.6: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del
Servicio Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia
económica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
CostosRelevantes
Difíciles dedeterminar.
Despreciables,porque lo proveen
centraleshidroeléctricas.
No se aplica.
*Variables:combustible,
eficiencia(continuos
cambios), desgaste*Fijos: capital,personal, etc.
No se aplica.
Diferencia entrecostos de
operación conreserva y sin ella.
Mecanismo deTransacción
Contratos bilateralesanuales.
Reparto porcontratos anuales.
Ofertascompetitivas
(pronto,optimizaciónsimultánea).
Contratosbilaterales anuales.(A futuro: subastas)
Ninguno:autoprovisión o
pago a otrogenerador por
monto obligatorio
Pago a losproveedores
"Auto-facturación"(mensual).
*Capacidad($/MW)
*Utilización($/MWh) al precio
spot.*Compensación
($/MWh): sicorresponde.
*Capacidad($/MW): reserva
disponible.* Utilización($/MWh): uso
total anual.
*Capacidad:($/MW): paraescoger a losproveedores* Utilización
($/MWh): paradespacho entiempo real
*Habilitación($/MW): si se
despacha.*Compensación
($/MWh): costo deoportunidad.
(Sólo entregeneradores, porprovisión extra).
* Utilización($/MWh): al
precio spot, si nohay déficit; si lohay, aumenta el
precio
Pago de losconsumidores
Parte del costo"Uplift" diario,
pagado al Operadorpor los demás
miembros del Pool.
A través de latarifa de
Transmisión
Servicio noretribuido
Según demandapronosticada.
Costos totales deprovisión del
servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo
($/MWh)
Incluido en latarifa de la energía
(precio de laenergía mayor, porconsideración de la
RegulaciónPrimaria).
PreciosUS$ 2,28/ MW / hr.
US$ 3,3 millonesanuales en total,repartidos segúnaporte de cada
generador.
$0US$ 9,84
/MW
US$ 0,058/MWh
(de consumo)
Aparte de España y Argentina, en todos los demás Sistemas estudiados se
efectúa una remuneración por la provisión de este servicio (a pesar de ser obligatorio
en la mayoría de ellos). En Australia, se exige obligatoriamente a todos los
generadores la provisión de un monto mínimo de este servicio, sin pagarles por ello,
1 5 0
en tanto que el Operador puede contratar montos adicionales, a través de contratos
con proveedores que lo deseen (y a ellos sí se les paga).
Dicha remuneración se hace, en la mayor parte de los países, por medio
de contratos bilaterales anuales.
El pago a los proveedores tiene, en prácticamente todos los Sistemas, una
componente por capacidad disponible ($/MW) y otra por la energía utilizada
($/MWh), aunque estos pagos sean más desagregados o su consideración difiera
ligeramente en países como Australia e Inglaterra.
El Operador del Sistema recupera sus gastos por este servicio a través de
una componente extra en la tarifa por el suministro básico a los consumidores,
generalmente repartiendo el pago según la demanda de energía de cada uno.
1 5 1
b) Regulación Secundaria de Frecuencia
Tabla 4.7: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del
Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia
económica InglaterraPaíses
NórdicosEspaña California Australia Argentina
CostosRelevantes
Difíciles dedeterminar
Despreciables,porque loproveencentrales
hidroeléctricas
Menor eficiencia, c.de oportunidad,
mantención,inversión
Costos deOportunidad
No se aplica.Costos variables de
generación, paracentrales térmicas
Mecanismo deTransacción
*Contratosbilaterales anuales.
*Ofertascompetitivas.
Ofertascompetitivas.
Ofertas: Operadorbusca minimizar
costos totales
Ofertascompetitivas
(pronto,optimizaciónsimultánea).
Contratos bilateralesanuales.
Lista de Prioridad:Ofertas de porcentajes
(hidro) o de costosmarginales (termo).
Pago a losproveedores
"Auto-facturación"(mensual).
*Capacidad($/MW)
*Utilización($/MWh), al precio
spot.*Compensación
($/MWh)
*Utilización($/MWh)
*Capacidad($/MW): preciomarginal bandaasignada (asc. y
desc.)*Utilización
($/MWh): preciomarginal Reg.Terciaria nodespachada.
Ascendente:*Capacidad
($/MW): paraescoger a losproveedores*Utilización
($/MWh): paradespacho entiempo real
Descendente: pagagenerador
*Habilitación($/MW): si se
despacha.*Compensación
($/MWh): costo deoportunidad.
*Utilización($/MWh): porcentajedel precio spot de la
energía, conporcentaje máximo (si
se despacha unaunidad térmica).
Pago de losconsumidores
Parte del costo"Uplift" diario,
pagado al Operadorpor los demás
miembros del Pool.
A través de latarifa de
Transmisión
*Pago por banda:distribuidores,
comercializadores ygdes. consumos
*Pago energ.: todos,según monto del
desvío
Según demandapronosticada.
Costos totales deprovisión del
servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo
($/MWh)
Pago mensual porparte de todos los
consumidores, segúnlos costos horarios por
el servicio.
PreciosUS$ 2,28/ MW / hr.
US$ 12,01/ MWh
Banda:US$ 5,56 /MW
Energía:US$ 46,58 /MWh
US$ 1,84/ MW
US$ 0,43/ MWh (cons.)
En la provisión de este servicio, se emplean mayoritariamente las
subastas competitivas, en casi todos los Sistemas analizados, excepto en Australia
(donde todos los Servicios Complementarios se gestionan a través de contratos
bilaterales) e Inglaterra (en que este servicio se transa tanto con contratos bilaterales,
como con subastas competitivas).
1 5 2
Se paga a los proveedores tanto por capacidad ($/MW) como por uso
($/MWh), excepto en los Países Nórdicos y en Argentina, donde sólo hay pago por la
energía utilizada.
En cuanto al cobro que realiza el Operador a los consumidores por este
servicio, en general no presenta mayores diferencias con respecto al anterior: se suele
incluir también en la tarifa que todos pagan por el suministro eléctrico, repartiendo
así tales costos según el nivel de consumo de cada cliente.
Sin embargo, en España se observa un elemento novedoso con respecto a
lo anterior: el pago por concepto de la banda de capacidad del servicio se reparte sólo
entre los distribuidores, comercializadores y grandes consumidores, en tanto que los
gastos realizados por parte del Operador debido a la remuneración del uso del
servicio, los recupera de todos los agentes del sector, repartiéndolos entre ellos según
sus desvíos acumulados, con respecto a los montos planificados.
1 5 3
c) Regulación Terciaria de Frecuencia
Tabla 4.8: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del
Servicio Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia
económica InglaterraPaíses
NórdicosEspaña California Australia Argentina
CostosRelevantes
Equipos de control,operación, etc.
*Costo marginalpotencia.
*Costo marginalenergía.
Combustible,mantenimiento.
No se aplica No se aplica
Mecanismo deTransacción
Contratos bilateralesanuales, de 2 tipos:
flexible ycomprometido.
No seprovee
Ofertascompetitivas.
Ofertascompetitivas
(pronto,optimizaciónsimultánea).
Contratos bilateralesanuales.
Contratos.
Pago a losproveedores
"Auto-facturación"(mensual).
*Capacidad($/MW)
*Utilización($/MWh): al precio
spot.*Compensación
($/MWh)
*Utilización($/MWh): costomarginal horario
(ascendente ydescendente, por
separado)
*Capacidad:($/MW): paraescoger a losproveedores.*Utilización
($/MWh): paradespacho entiempo real
*Habilitación($/MW): si se
despacha.*Uso: ($/evento) si
se le llama.*Compensación
($/MWh): costo deoportunidad.
Pago de losconsumidores
Parte del costo"Uplift" diario,
pagado al Operadorpor los demás
miembros del Pool.
Todos los agentesque se desvían, en
proporción alvalor absoluto de
sus desvíos
Según demandapronosticada.
Costos totales deprovisión del
servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo
($/MWh)
PreciosUS$ 13,65/ MW / p.a.
No seprovee
US$ 55,24/ MWh
US$ 0,41/ MW
US$ 0,076/ MWh (cons.)
No se defineexplícitamentecomo Servicio
Complementario
Debido a que este servicio es provisto mayoritariamente por unidades no
sincronizadas o no conectadas al Sistema, cobra mayor importancia en el pago a sus
proveedores la componente por utilización ($/MWh) que la de capacidad ($/MW); de
hecho, esta última ni siquiera se considera en algunos Sistemas, como es el caso de
España.
Relacionado con lo anterior también conviene destacar el hecho de que
para este servicio suele no considerarse relevante el costo de oportunidad, que es tan
importante para la evaluación de los costos de provisión de otros Servicios
1 5 4
Complementarios relacionados con las reservas de potencia activa, y que es una
medida del pago alternativo que los proveedores dejan de recibir en el Mercado
básico, debido a la energía que deben dejar de generar, por proveer un determinado
servicio. Es lógico, pues, que este costo alternativo o de oportunidad no aparezca en
la provisión de este servicio, si se realiza con unidades no sincronizadas.
También en este servicio —como para la mayoría de los Servicios
Complementarios—, el Operador del Sistema recupera los costos por su provisión, a
través del pago de los consumidores, según la demanda de energía de cada uno de
ellos. El Sistema Eléctrico de España en esto es una excepción, debido que el
Operador le cobra por este servicio a los usuarios, según los desvíos que cada uno
realice con respecto a los montos programados en su nivel de consumo de suministro,
como una forma de asignar el pago por el servicio conforme al uso real que cada
agente haga de él.
1 5 5
d) Control de Voltaje
Tabla 4.9: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del
Servicio Complementario de Control de Voltaje
económica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina
CostosRelevantes
*Capacidad.*Utilización.
Despreciables,porque lo proveen
centraleshidroeléctricas.
Inversión,operación,
oportunidad.
Operación,mantenimiento,
vida útil(desgaste).
No se aplica.
Sobrecostos porredespacho.
También multaspor no cumplir(debe pagar el
responsable de lasobretensión).
Mecanismo deTransacción
*Mecanismo dePago Base.*Ofertas
competitivasbianuales.
Contratos anuales,con precios fijos.
Contratosbilaterales anuales
Contratosbilateralesanuales.
Contratos bilateralesanuales.
Reparto de cargosfijos mensuales.
Pago a losproveedores
*Capacidad:($/MVAr)
diferentes (porsectores).
*Utilización:($/MVArh)
uniformes (porenerg. react.
medida)
Utilización($/MVArh)
Sólo se paga porlos montos
provistos fuera delrango obligatorio.
Pago totalrepartido según el
producto de 2factores:
*banda abs/gen;*tiempo deactuación
El Operador nopaga por
mantenerse el FPen el rango, perosí por despachos
fuera*Capacidad($/MVAr)
*Utilización($/MVArh)
*Disponibilidad:($/MVAr) se use o
no.*Habilitación :($/MVAr) si se
despacha.*Compensación:
($/MVArh) costo deoportunidad.
Según elequipamiento decompensacióndeclarado por
cada generador ytransmisor.
Pago de losconsumidores
Parte del costo"Uplift" diario,
pagado alOperador por losdemás miembros
del Pool.
A través de latarifa de
Transmisión
También multaspor no
cumplimiento
Según demandapronosticada.
Costos totales deprovisión del
servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo
($/MWh)
Basado en lademanda reactiva
declarada pordistribuidores y
grandes usuarios.
Precios
*Capacidad:US$ 0-3000/ MVAr / p.a.*Utilización:
US$ 0,96/ MVArh
US$ 2,22/ MVArh
US$ 0,21/ MWh (cons.)
Un aspecto interesante relacionado con el costo de proveer este servicio:
en general, si un generador está operando en su nivel máximo de generación de
potencia activa (o cerca de él) y necesita generar más potencia reactiva que la dada
por el Factor de Potencia, deberá reducir su generación de potencia activa para
1 5 6
lograrlo; en ese momento, aparece el Costo de Oportunidad de proveer esa potencia
reactiva, dado por el precio de la energía activa que se deja de generar (y vender) con
esa unidad y también por el sobrecosto de generar dicha energía con otras unidades
(generalmente más caras), que no habían sido despachadas. Esta situación sólo se
presenta en los casos en que existen altos niveles de demanda, cerca del consumo de
punta anual del Sistema. En otras palabras, para niveles bajos de carga en el Sistema,
el costo de oportunidad no afecta al Control de Voltaje, pero cuando la demanda está
cerca del máximo de la capacidad del Sistema, es el costo de oportunidad el que más
influye en la provisión de este servicio.
Lo que puede observarse en la mayoría de los Sistemas es que, por un
lado, se exige un monto mínimo obligatorio y generalmente no remunerado, y por
otro, el Operador compra montos adicionales del servicio, en la mayor parte de los
casos mediante contratos bilaterales anuales con algunos generadores. El pago por
estos montos suele hacerse separándolo en una componente por capacidad ($/MVAr)
y otra por uso($/MVArh). Sin embargo, en Inglaterra se comenzará pronto a pagar a
los proveedores sólo por la utilización ($/MVArh).
1 5 7
e) Partida Autónoma
Tabla 4.10: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del
Servicio Complementario de Partida Autónoma
Económica InglaterraPaíses
NórdicosEspaña California Australia Argentina
Costos
Capital (equiposauxiliares,
instalaciones,conexiones, etc.);
operación;mantenimiento;
seguros; estudios defactibilidad.
Despreciables,porque loproveencentrales
hidroeléctricas.
No se aplica.Inversión,operación,
combustible.No se aplica.
Mecanismo deTransacción
Contratos bilateralesanuales.
Ninguno. No se remunera.Contratosbilateralesanuales.
Contratos bilateralesanuales, en cada
zona (mejorcosto/beneficio)
No se ha definidoaún con suficiente
claridad.
Pago a losproveedores
Durante construcción:costo equipos.
Después:disponibilidad y
utilización.
No se remunera.*Disponibilidad:
($/MW)se use o no.
Pago de losconsumidores
Parte del costo"Uplift" diario,
pagado al Operadorpor los demás
miembros del Pool.
No se aplica.
No se remunera.
Según demandapronosticada.
Costos totales deprovisión del
servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo
($/MWh)
Precios
*Equipos:US$ 455,16 / kW*Disponibilidad:US$ 15,172 / hr
*Utilización:US$ 75,86 / MWh
US$ 0.- US$ 0.-US$ 0,035
/ MWh (cons.)
No se ha definidoaún con suficiente
claridad.
En general, los costos de este servicio son difíciles de determinar con
exactitud y certeza, pero suelen ser bajos, en comparación con los costos totales
asociados a la generación del Sistema. Tampoco es fácil asignar estos costos al
Operador del Sistema y a la Transmisión.
El mecanismo de gestión económica utilizado casi unánimemente para
este servicio, en los Sistemas estudiados, son los contratos bilaterales, entre el
Operador del Sistema y los generadores con capacidad de prestarlo.
1 5 8
Es muy importante que existan incentivos financieros —también
penalizaciones— para asegurar la mantención y disponibilidad de las unidades de
Partida Autónoma en la operación. Dada la poca frecuencia con que se usa este
servicio, es difícil dar señales económicas fuertes a los beneficiarios del mismo, por
lo que se considera como mejor opción que el reembolso se base en la recuperación
de los costos, a partir de una provisión competitiva, o simplemente aplicar multas
más fuertes por fallas en el cumplimiento de los contratos de provisión.
A los proveedores generalmente se les paga por su disponibilidad y a los
clientes se les cobra en base a su consumo de energía medida ($/MWh). Ese pago por
disponibilidad generalmente se le hace a los proveedores con independencia de si se
utiliza o no el servicio en un determinado periodo, debido a su poca frecuencia de
utilización y a su importancia para asegurar una operación confiable del Sistema.
En Inglaterra se incluye además un pago para cubrir los costos iniciales
de inversión en equipos requeridos para proveer el servicio.
En los Países Nórdicos, por el contrario, corresponde a un servicio
obligatorio (para todos los generadores) y no remunerado.
Como ya se dijo, en Argentina este servicio está aún en una etapa de
definición, por lo que no fue posible establecer con claridad la descripción de su
provisión.
4.3 Comparación y Referencia de Precios
Un hecho claro que puede observarse en la investigación de los Servicios
Complementarios, general para todos los Sistemas Eléctricos estudiados, es que
parece ser un criterio esencial de la definición y clasificación de tales servicios, entre
otros, el tiempo de respuesta (y a veces también el tiempo de mantenimiento) exigido
para su provisión.
Lo anterior puede deducirse, por ejemplo, del hecho de que —en la
mayoría de los Sistemas— el aspecto principal por lo cual se distingue un Servicio
Complementario de otro resulta ser aquella característica técnica de su provisión,
vale decir, la mayor o menor rapidez con que se le exige a un agente proveer el
1 5 9
monto contratado o despachado del servicio correspondiente. Esto es especialmente
cierto para Servicios Complementarios que se basan en el mismo producto físico
subyacente (como puede ser la provisión de distintos tipos de reservas de potencia
activa, a través de los Servicios Complementarios de Regulación Primaria,
Secundaria o Terciaria, los cuales se distinguen fundamentalmente del Servicio
Complementario de Control de Voltaje por consistir éste en la provisión de potencia
reactiva).
En esta sección interesa visualizar si esta variable técnica que parece
importante en la definición de los Servicios Complementarios —el tiempo de
respuesta y de mantenimiento de la provisión—, tiene también una influencia
significativa en la valoración económica de tales servicios.
Se muestra a continuación un gráfico por cada país, en el cual se
comparan los precios de los principales Servicios Complementarios provistos en
ellos, indicándose también el tiempo de respuesta y de mantenimiento exigido para
su provisión. Así, de una manera simple, es posible tener una visión de conjunto de
tales servicios, considerando en forma simultánea la variable técnica considerada más
relevante con otra económica, como es el precio de cada uno.
Conviene hacer notar que, en la mayor parte de los gráficos que siguen,
el precio indicado corresponde al que reciben los proveedores (ya sea por la potencia
o por la energía ofrecida, dependiendo de cada caso). Sin embargo, dado que hay
servicios que se transan en ciertos Sistemas a través de contratos bilaterales, en los
cuales no es posible conocer el precio pagado por el Operador del Sistema
(coordinador de la provisión de los Servicios Complementarios) a cada proveedor,
sino que sólo se tiene acceso a la información del monto total que paga aquél, por la
provisión global de cada servicio, en esos casos el precio indicado es el que pagan los
consumidores o clientes del Sistema, por concepto de la provisión del determinado
servicio, por cada MWh de energía que consumen. Esto ocurre, por ejemplo, con
todos los Servicios Complementarios en Australia y con la Regulación Primaria en
los Países Nórdicos.
Por último, a pesar de que varios de los servicios se pagan tanto por la
potencia como por la energía, en cada gráfico se hace la comparación con de una de
1 6 0
esas dos componentes, la que se considera más relevante o la que permite un mayor
paralelismo y comparabilidad entre los servicios de cada Sistema.
Figura 4.3: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico
de Inglaterra
Para el caso de Inglaterra, se muestran los precios horarios por capacidad.
Conviene hacer notar que el precio de la potencia en el Mercado básico
es mayor que el de cualquier Servicio Complementario (si bien, esta diferencia es
bastante pequeña con respecto al precio de la Regulación Primaria y Secundaria).
Observando los precios de los Servicios Complementarios de Regulación
de Frecuencia, se deduce una cierta relación directa entre el tiempo de respuesta y el
precio por capacidad, lo cual queda claro al comparar el precio de la Regulación
Terciaria con respecto al de la Primaria y Secundaria: en otras palabras, mientras más
rápida es la provisión de un servicio, su precio parece ser mayor (lo cual muchas
veces tiene un correlato físico muy lógico y muy claro, puesto que generalmente un
0
15 30 45 60 75 90
105
120
135
150
165
180
195
210
225
240
Partida Autónoma
Potencia Reactiva
Regulación Terciaria
Regulación Secundaria
Regulación Primaria
Precio Pool
0
0.5
1
1.5
2
2.5
Precio[US$/MW/hr]
[US$/MVAr/hr]
Tiempo [min]
Inglaterra
1 6 1
mayor tiempo de respuesta implica equipos de control más sofisticados, desgastes
mayores de las unidades —por cambios más frecuentes o más bruscos—, necesidad
de mantener las máquinas funcionando a niveles no óptimos, etc.).
Con respecto al Control de Voltaje es más difícil hacer comparaciones,
debido a que se tarifica en él un "producto" diferente, como es la potencia reactiva;
sin embargo, es claro el menor precio de un MVAr en comparación a un MW
provisto para cualquiera de los Servicios Complementarios indicados.
También es posible apreciar que la Partida Autónoma es el servicio al
que menor pago se le da por capacidad. Esto se debe a que es un servicio que se
contrata en forma bilateral, basándose en los costos de proveerlo, y éstos son
relativamente bajos, en comparación con los costos totales anuales incurridos
globalmente por el Sistema. Además, el pago por este servicio incluye otras
componentes (como son el pago por la inversión inicial en equipos auxiliares y el
pago por la utilización del servicio), que no se incluyen en este análisis.
1 6 2
Figura 4.4: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico
de los Países Nórdicos
En los Países Nórdicos, los pagos más relevantes son los por utilización.
La energía en el Mercado Spot resulta tener, en promedio, el precio más
alto, aunque el precio de la Regulación Secundaria es, en general, poco más bajo (y a
veces resulta ser un poco más alto); pero la mayor parte del tiempo, ambos precios se
mantienen cercanos.
Por su parte, como ya se ha visto, la Regulación Primaria la paga el
Operador del Sistema repartiendo un monto total, previamente fijado para el servicio,
entre los generadores, según el aporte de cada uno. Lo que se muestra en el gráfico
anterior, para el caso de la Regulación Primaria, corresponde a ese monto total
dividido por la demanda del Sistema, lo que resulta en un valor por MWh de
alrededor de 30 mills.
El Control de Voltaje, también pagado por su uso, tiene un precio
sustancialmente menor a la energía y la Regulación Secundaria: un poco más de la
0
20 40 60 80
100
120
140
160
180
200
220
240
Regulación Primaria
Control de Voltaje
Regulación Secundaria
Energía
0
2
4
6
8
10
12
14
Precio[US$/MWh]
[US$/MVArh]
Tiempo [min]
Países Nórdicos
1 6 3
sexta parte, aunque —como ya se comentó— corresponden a productos distintos y,
por tanto, difíciles de comparar.
Figura 4.5: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico
del Estado de California
En California, las subastas competitivas entre los proveedores de los
Servicios Complementarios relacionados con el Control de Frecuencia y las reservas
de potencia activa, se realizan en base a los costos por capacidad (la utilización de
cada servicio se paga al precio spot de la energía, para todos igual).
Por lo anterior, no tiene mayor sentido comparar los precios de estos
servicios con el de la energía en el Mercado Básico.
En este caso, como se aprecia en el gráfico, la relación entre tiempo de
respuesta y precio es patente: el precio de la Regulación Primaria (servicio que debe
responder instantáneamente a los cambios de frecuencia) es claramente superior a los
demás; el segundo más caro es el de Regulación Secundaria (tiempo de respuesta de
0 9
18 27 36 45 54 63 72 81 90 99
108
117
Regulación Terciaria
Regulación Secundaria
Regulación Primaria
0123456789
10
Precio[US$/MW]
Tiempo [min]
California
1 6 4
diez minutos), correspondiendo el precio por capacidad más bajo a la Regulación
Terciaria, la cual, si bien tiene el mismo tiempo de respuesta exigido que la
Regulación Secundaria, es lógico que resulte más barato si se considera que lo
proveen casi exclusivamente unidades detenidas (no sincronizadas), por lo que —
como ya se comentó— no intervienen costos de oportunidad ni gastos variables de
operación, mientras no sea despachada la unidad para proveer el servicio.
Figura 4.6: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico
de España
En España, la Regulación Primaria no se paga (provisión obligatoria); la
Regulación Secundaria se transa en subastas competitivas y se paga tanto por
capacidad como por uso; por su parte, la Regulación Terciaria también se gestiona a
través de subastas competitivas, pero sus proveedores sólo reciben pago por uso. Por
lo anterior, y para poder realizar un análisis en paralelo con lo que sucede en el
Mercado básico de la energía, se estimó más representativa —si bien, como es
0
10 20 30 40
50 60
70
80
90
100
110
120
Regulación Primaria
Energía
Regulación Secundaria
Regulación Terciaria
0
10
20
30
40
50
60
Precio [US$/MWh]
Tiempo [min]
España
1 6 5
lógico, no exhaustiva— una comparación basada en los precios por utilización de los
servicios ($/MWh), que es lo que se muestra en el gráfico anterior.
Los Servicios Complementarios en España son en esto un contraejemplo
de lo que se venía observando en otros Sistemas, puesto que se aprecia aquí que el
mayor pago corresponde a la Regulación Terciaria, siendo el servicio más "lento" (al
que mayor tiempo de respuesta se le exige), seguido por la Regulación Secundaria y
finalmente la Regulación Primaria (que, en este caso, no se remunera).
Como réplica al párrafo anterior, conviene hacer notar el hecho de que
aquella relación inversa o decreciente entre tiempo de respuesta y precio, que se
había observado en otros Sistemas (como el de California e Inglaterra), correspondía
a pagos por capacidad (por potencia disponible), mientras que aquí se trata de precios
por energía utilizada. Debido a ello, el paralelismo es más difícil, pero parece ser un
tema interesante para profundizar en futuras investigaciones.
1 6 6
Figura 4.7: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico
de Australia
En Australia, todos los Servicios Complementarios son adquiridos por el
Operador del Sistema por medio de contratos bilaterales anuales, y no es posible
tener acceso a los montos de los pagos que reciben los proveedores. La información
pública disponible es el costo total para el Sistema —globalmente considerado— por
la provisión de cada uno de estos servicios. En consecuencia, lo que se muestra en el
gráfico anterior corresponde a estos pagos o costos totales por cada servicio,
divididos por la demanda total del Sistema; es decir, lo a que cada usuario del
Sistema le significa, en términos económicos —dentro de la tarifa total que paga por
el suministro eléctrico—, la provisión del correspondiente servicio.
En definitiva, el gráfico aquí mostrado es equivalente a comparar los
montos totales que paga anualmente el Operador del Sistema por la provisión global
de cada servicio (todos esos montos aparecen divididos por la demanda anual del
Sistema).
0
18 36 54 72 90
108
126
144
162
180
198
216
234
Partida Autónoma
Regulación Primaria
Regulación Secundaria
Regulación Terciaria
Control de Voltaje
00.05
0.10.15
0.2
0.25
0.3
0.35
0.4
0.45
Precio[US$/MWh]
Tiempo [min]
Australia
1 6 7
En él puede observarse claramente que el Servicio Complementario en el
cual el Operador del Sistema gasta una mayor cantidad de dinero anual es la
Regulación Secundaria, seguido —con una diferencia bastante considerable, casi la
mitad— por el Control de Voltaje, y luego la Regulación Primaria (poco más de un
tercio del anterior) y por último la Partida Autónoma, estos dos últimos muy
parecidos en precios para el consumidor, de alrededor de 40 mills por cada MWh de
energía consumida. En cuanto a la Regulación Terciaria, se presenta el precio del
Servicio Complementario que en ese Sistema llaman Carga Rápida de Unidades
Generadoras (RGUL), por ser el servicio que más se aproxima a lo que se entiende
en general por Regulación Terciaria de Frecuencia. Dicho precio resulta mayor que el
de la Regulación Primaria y bastante menor que el de Control de Voltaje.
Como se puede observar, este gráfico no permite realizar una
comparación o establecer una relación causal entre las dos variables que se ha
querido analizar en esta sección: servicios a los que se les exige una rápida respuesta
son más baratos (en términos de costos globales para el Sistema) que otros más
"lentos", pero también se da la relación inversa entre otros de ellos.
En conclusión, considerando el comportamiento de los precios de los
diferentes Servicios Complementarios con respecto al tiempo de respuesta exigido
para su provisión, se observa —en la mayoría de ellos— que los servicios más
rápidos en proveerse (menor tiempo de respuesta) suelen tener un mayor precio. Sin
embargo, se destaca que esto se tiene principalmente al compararse los precios por
capacidad ($/MW), en tanto que para los precios por utilización ($/MWh) esta
relación es menos clara o, simplemente, no se da.
También se observa, en general, que los precios del suministro básico
(precios en el "Mercado Spot") son, en general, más altos que los precios de los
Servicios Complementarios, ya sea que se comparen precios de la potencia o de la
energía. Esto es consistente con lo que se esperaba, puesto que los Servicios
Complementarios tienen una función de soporte al suministro básico y sus ofertas
1 6 8
son, en general, menores (se usan menos, como es lógico, que el suministro básico).
Además, se puede pensar que, para un generador que —por ejemplo— es despachado
en el Mercado Spot, tiene incentivos económicos y pocos costos adicionales por
utilizar su capacidad disponible en proveer Servicios Complementarios.
Sin duda, se podría profundizar mucho más en este tema, pero va más
allá del ámbito de estudio del presente trabajo, si bien en él se sientan las bases para
una futura discusión del mismo.
1 6 9
V. APLICACIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE CHILE
A partir del análisis descriptivo y comparativo realizado en los capítulos
anteriores, se presenta a continuación una propuesta de implementación de los
Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico chileno, buscando la consistencia
con la realidad actual del mismo y una solución efectiva a los problemas de
confiabilidad que pueda tener en su operación.
Para ello, primero se hace una breve descripción de las principales
características de este Sistema, luego se mencionan los problemas de confiabilidad en
su operación que más destacan actualmente, para finalmente proponer —en forma
general— una solución a tales problemas, a través de un modo de implementar la
provisión de los Servicios Complementarios más adecuados a las circunstancias
concretas.
5.1 Descripción del Sector Eléctrico Chileno
El Sistema Eléctrico chileno fue reestructurado en 1982 y fue uno de los
primeros países del mundo en crear un Mercado competitivo en Generación. La
reestructuración fue acompañada de la privatización de las empresas eléctricas.
En concordancia con la política económica que se aplica en el país, las
actividades de Generación, Transmisión y Distribución de electricidad son
desarrolladas en Chile por el sector privado, cumpliendo el Estado una función
reguladora, fiscalizadora y subsidiaria. Lo anterior se traduce en que las empresas
tienen una amplia libertad para decidir acerca de sus inversiones, la comercialización
de sus servicios y la operación de sus instalaciones, siendo por tanto responsables por
el nivel de servicio otorgado en cada segmento, en cumplimiento de las obligaciones
que imponen las leyes, reglamentos y normas que en conjunto componen el marco
regulatorio del sector.
Los principales cuerpos regulatorios son el Decreto con Fuerza de Ley
N°1 de 1982, el Decreto N°6 de febrero de 1985 y el Decreto Supremo Nº327 de
septiembre de 1998, todos ellos del Ministerio de Minería.
1 7 0
5.1.1 Estructura de la Industria
a) Principales Sistemas Eléctricos Interconectados en Chile
Existen en Chile cuatro Sistemas Eléctricos Interconectados. El Sistema
Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre
Arica y Taltal, con un 27% de la capacidad total instalada en el país; el Sistema
Interconectado Central (SIC), que se extiende entre Taltal y Chiloé, con un 72,1% de
la capacidad instalada; el Sistema de Aysén, que atiende el consumo de la XI Región,
con un 0,2% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la XII
Región, con un 0,7% de la capacidad nacional.
A continuación se describen, en términos generales, los dos más
importantes: el Sistema Interconectado del Norte Grande y el Sistema Interconectado
Central.
i. SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)
El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) está constituido por
el conjunto de centrales generadoras y líneas de Transmisión interconectadas que
abastecen los consumos eléctricos ubicados en la I, II y III Regiones del país. El 90%
del consumo del SING está conformado por grandes clientes, mineros e industriales,
tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios.
El resto del consumo, está destinado a la alimentación eléctrica de las empresas
distribuidoras de la I, II y extremo sur de la III región.
El SING cuenta con una capacidad instalada de 2.502 MW a Diciembre
de 1999. La demanda máxima alcanzó en 1999 los 1.175 MW, y el consumo de
energía se ubicó en el mismo año en torno a los 8.093 GWh.
Operan en el SING un total de 6 empresas de Generación, que además
—junto a las empresas de Transmisión— conforman el Centro de Despacho
Económico de Carga (CDEC-SING), el cual se explica posteriormente. Las unidades
de Generación están constituidas por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y,
desde 1999, por centrales de ciclo combinado a gas natural. Sólo existen dos
unidades hidroeléctricas, correspondientes a las centrales Chapiquiña y Cavancha.
1 7 1
ii. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)
El Sistema Interconectado Central (SIC) es el principal Sistema Eléctrico
del país, otorgando el suministro eléctrico a más del 90% de la población. El SIC
opera desde la ciudad de Taltal por el Norte, hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur.
El SIC es un sistema hidrotérmico; el 58,4% de su capacidad instalada
está conformada por centrales hidráulicas de embalse y pasada. A diferencia del
SING, el Sistema abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes
regulados (60% del total). Tiene una capacidad instalada de 6.682 MW. La demanda
máxima alcanzó en 1999 los 4.186 MW y el consumo de energía se ubicó en el
mismo año en torno a los 25.524 GWh.
Operan en el SIC un total de 18 empresas de Generación. Las unidades
de generación están constituidas en un 58,4% por centrales hidráulicas y un 41,6%
por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y de ciclo combinado a gas natural.
La operación a largo plazo del principal Sistema Interconectado Chileno,
el SIC, se realiza basándose en el manejo del agua de un embalse de regulación
interanual, el Lago Laja. La importancia de esto radica en que el costo marginal del
Sistema está en función principalmente del agua almacenada en este embalse, por lo
que es posible asociar un valor al agua embalsada en función de la energía térmica
que pueda reemplazar a futuro. En la actualidad, para la operación de mediano y
largo plazo, también se modela la regulación de otros embalses de menor tamaño.
Este criterio de despacho, basado en modelos acordados por los
participantes, implica la independencia de las preferencias particulares de cada
empresa generadora, tomándose las decisiones en función de los parámetros que son
aceptados por todos los participantes, tales como: cotas de embalse, precios de
combustible, demandas, etc. En consecuencia, se programa la operación de las
unidades que se justifiquen económicamente, en virtud de que su costo marginal sea
inferior o igual al costo marginal del Sistema.
1 7 2
El criterio óptimo de operación del Sistema que aplica el CDEC-SIC
consiste en minimizar el costo global actualizado de operación y falla, preservando la
seguridad de servicio del Sistema Eléctrico (nótese que, hasta ahora, no se ha
definido lo que se entiende por "seguridad", en ninguna de las leyes ni reglamentos
del Sector). La existencia de un embalse de regulación interanual de la importancia
del lago Laja, obliga a estudiar la operación con horizontes de al menos dos años de
operación a futuro.
En este contexto de operación, es posible observar un desempeño
adecuado del Sistema para la mayor parte del tiempo y bajo condiciones normales.
Sin embargo, ante situaciones de emergencia o en casos de fallas de equipos
importantes en él, el Sistema no posee la robustez adecuada y los medios suficientes,
que aseguren el mantenimiento de los estándares mínimos de calidad de servicio y de
confiabilidad, lo cual ha quedado de manifiesto, por ejemplo, durante la crisis vivida
en 1998 en el SIC [Moya99]. Con el fin de lograr una solución efectiva a tales
problemas, se propone —más adelante, en el presente trabajo— la provisión de
Servicios Complementarios, con la idea de que signifiquen un real aporte a la
confiabilidad de su operación.
b) Principales Organismos Reguladores
Los organismos del Estado que participan en la regulación del Sector
Eléctrico en Chile son principalmente: la Comisión Nacional de Energía (CNE), el
Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de
Electricidad y Combustibles (SEC), la Comisión Nacional del Medioambiente
(CONAMA), la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), las Municipalidades
y los organismos de defensa de la competencia. La SEC, la SVS, y los organismos de
defensa de la competencia cumplen además un rol fiscalizador.
En la Figura 5.1 se muestra el esquema del Sector Eléctrico de Chile y
sus principales actores:
1 7 3
Figura 5.1: Esquema de la Organización de la Industria Eléctrica de Chile
La CNE es una persona jurídica de derecho público, funcionalmente
descentralizada y autónoma, que se relaciona directamente con el Presidente de la
República. Su función es elaborar y coordinar los planes, políticas y normas
necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional,
velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en todas aquellas
materias relacionadas con la energía. Particularmente en el Sector Eléctrico, la CNE
es responsable de diseñar las normas y de calcular los precios regulados que la
legislación ha establecido (informes técnicos). Actúa como ente técnico, informando
al Ministerio de Economía cuando se plantean divergencias entre los miembros de
los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), a objeto que dicho
Ministerio resuelva.
Por su parte, la SEC es el organismo encargado de fiscalizar y
supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre
1 7 4
generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles
líquidos, gas y electricidad. Es el responsable técnico de otorgar concesiones
provisionales y de informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción
sobre las solicitudes de concesión definitivas que se refieran a Distribución de
electricidad y a la instalación de centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y
líneas de Transmisión (la solicitud de concesión definitiva no es obligatoria en estos
últimos tres casos). Asimismo, la SEC es responsable de verificar la calidad de los
servicios prestados.
Participan de la industria eléctrica nacional un total de 26 empresas
generadoras, 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto
suministran una demanda agregada nacional que en 1998 alcanzó los 31.077 GWh.
Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro Sistemas Eléctricos
Interconectados.
Las empresas distribuidoras tienen la obligación de dar servicio dentro de
sus respectivas zonas de concesión, así como de respetar las tarifas máximas fijadas
por la Autoridad para la venta de electricidad a sus clientes de bajo consumo (menor
a 2 MW). Las empresas generadoras y transmisoras, por su parte, tienen la obligación
de coordinar la operación de sus centrales y líneas de Transmisión que funcionan
interconectadas entre sí, con el fin de preservar la seguridad del Sistema y garantizar
la operación a mínimo costo. Por otro lado, los propietarios de líneas eléctricas que
emplean bienes nacionales de uso público, están obligados a permitir el uso de sus
instalaciones para el paso de energía eléctrica, teniendo a cambio el derecho a recibir
un pago por parte de quienes hacen uso de ellas.
La coordinación de la operación de las centrales generadoras y de las
líneas de Transmisión es efectuada en cada Sistema Eléctrico por un Centro de
Despacho Económico de Carga (CDEC), organismo conformado por las principales
empresas de Generación y Transmisión. El CDEC es el encargado de planificar la
operación óptima del Sistema, de valorar económicamente las transferencias de
energía que se producen entre todos los generadores y también de calcular los peajes
de la Transmisión.
1 7 5
c) Organismos Coordinadores: Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)
El Centro de Despacho Económico de Carga es un organismo definido en
la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL N°1, del año 1982, y reglamentado por
el Decreto Supremo N°327, del año 1997, ambos del Ministerio de Minería. Está
integrado por las principales empresas generadoras de cada Sistema Eléctrico y
regula el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de
Transmisión que funcionan interconectadas en el correspondiente Sistema Eléctrico.
Cabe destacar que el Decreto citado derogó el anterior reglamento eléctrico,
contenido en el Decreto Supremo N°6 de 1985, del Ministerio de Minería.
El CDEC tiene por objetivo coordinar la operación interconectada del
Sistema Eléctrico, con el fin de preservar la seguridad del servicio, procurar la
operación más económica para el conjunto de las instalaciones del Sistema y
garantizar el derecho de servidumbre sobre las líneas de Transmisión.
Este organismo está conformado por un Directorio (con un representante
de cada una de las empresas que integran el CDEC), una Dirección de Operación y
una Dirección de Peajes. Las Direcciones de Operación y de Peajes tienen las
funciones que se indican en los artículos 181 y 182 del Decreto citado y son
entidades eminentemente técnicas y ejecutivas, que cumplen sus cometidos de
acuerdo a los criterios generales que fije el Directorio.
i. Funciones del CDEC
Entre las funciones del CDEC destacan:
*Planificar la operación de corto plazo del Sistema Eléctrico,considerando la operación actual y la esperada para el mediano y largo plazo,y comunicarla a los integrantes del CDEC, para que éstos operen susinstalaciones de acuerdo a los programas resultantes.
*Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctricaque se derivan de la planificación de la operación.
*Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre losintegrantes del CDEC.
1 7 6
*Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cadanivel de Generación y Transporte, las exigencias de calidad de servicioindicadas en el Decreto Supremo N°327.
*Establecer, coordinar y verificar la reserva de potencia delSistema, para regular instantáneamente la frecuencia.
*Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo, asícomo otras medidas que fueren necesarias por parte de los integrantes delSistema Eléctrico sujetos a coordinación, para preservar la seguridad deservicio global en dicho Sistema.
*Reunir y tener a disposición, la información relativa a losvalores nuevos de reemplazo, costos de operación y mantenimiento, y otrosaspectos aplicables al cálculo de los peajes básicos y adicionales, en losdistintos tramos del Sistema.
ii. Composición del CDEC
En sus inicios, según lo dispuesto en el Decreto N°6 de febrero de 1985,
del Ministerio de Minería, el CDEC estaba integrado solamente por empresas
generadoras que tenían una capacidad instalada de generación superior al 2% de la
capacidad total que tenía el Sistema a la fecha de constitución del CDEC. En el caso
del SIC dicha potencia era de 61 MW y en el SING, de 15 MW.
Posteriormente, el 10 de septiembre de 1998, con la publicación en el
Diario Oficial de la República de Chile del Decreto Supremo N°327 del Ministerio
de Minería (artículo 168), de fecha 12 de diciembre de 1997, se ampliaron las
empresas que podían integrar este Organismo, destacándose la posibilidad que
incorporaran las empresas de Transmisión.
Las empresas que actualmente integran el CDEC del SIC son: Endesa,
Gener, Colbún, Pehuenche, Pangue, Guacolda, Arauco Generación, Eléctrica
Santiago (ESA), San Isidro, Transelec, Sistema de Transmisión del Sur, Transnet e
Ibener. En el CDEC-SING participan las empresas: Electroandina, Edelnor,
Norgener, Nopel, Gener y Endesa.
1 7 7
5.1.2 Funcionamiento del Mercado
Dentro del Sector Eléctrico en Chile, un aspecto fundamental lo
constituye el Mercado mediante el cual se transa el suministro y que coordina las
acciones de los diferentes agentes que en él participan. Por ello, se considera
importante describir este Mercado, también con el objeto de analizar la forma de
insertar la transacción de los Servicios Complementarios que se quiere proponer para
este Sistema, y así lograr ajustarla lo mejor posible a la realidad existente, tratando de
introducir, para ello, la menor cantidad de modificaciones a la estructura y a la
organización actual.
Se distinguen tres mercados a los cuales están dirigidas las ventas de
energía y potencia de las empresas generadoras:
a) Mercado de Productores (o Mercado Spot de Energía)
Corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías
generadoras, desde aquéllas que por señal de despacho tienen una generación
superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) hacia aquéllas
que, por señal de despacho, 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 determinado por la CNE.
b) Mercado de Clientes Libres
Está constituido por consumidores con una potencia conectada superior a
los 2.000 kW, habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no
sujetos a regulación de precios, quienes pueden negociar libremente los precios del
suministro eléctrico con las empresas generadoras o distribuidoras. En el SIC, los
clientes de esta categoría representan aproximadamente el 30% del consumo total de
dicho Sistema, en tanto que en el SING representan el 90%.
1 7 8
c) Mercado de Clientes Regulados
Corresponde al Mercado de los consumidores cuyo consumo es igual o
inferior a los 2.000 kW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa
distribuidora, de la cual son clientes. Estos consumidores —residenciales,
comerciales, pequeña y mediana industria— representaron durante el año 1999
aproximadamente el 70% del total del consumo en el SIC.
En este Mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas
a las empresas distribuidoras. Los precios de Generación-Transmisión son regulados,
se los denomina “Precios de Nudo” y son decretados por el Ministerio de Economía.
El objetivo de regularlos es estabilizar el precio resultante, que puede variar en forma
significativa día a día, en el Mercado Spot. Estos precios son determinados cada seis
meses por la Comisión Nacional de Energía, 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.
Así, pues, los generadores pueden comercializar su energía y potencia en
el Mercado de los grandes consumidores, a precio libre; en el Mercado de las
empresas distribuidoras, a Precio de Nudo, tratándose de electricidad destinada a
clientes de precio regulado; y en el Centro de Despacho Económico de Carga del
respectivo Sistema (CDEC), a costo marginal horario.
En la figura siguiente se esquematiza la forma en que opera el Mercado
Eléctrico, los agentes que participan y los flujos que se dan en él:
1 7 9
Figura 5.2: Diagrama de Funcionamiento del Mercado Eléctrico de Chile
Como se puede observar, no se considera actualmente en el Sistema
Eléctrico Chileno más que la provisión del suministro básico de electricidad. En base
al análisis realizado de los diversos Sistemas Eléctricos que se estudiaron, se ha
mencionado anteriormente la utilidad que tiene, para el Sistema Eléctrico en su
conjunto, la prestación de otros servicios de soporte a la operación del Sistema, que
contribuyen a lograr una mayor confiabilidad en su operación: se trata de los
Servicios Complementarios, algunos de los cuales se quiere proponer para este
Sistema.
Aunque se profundiza más en ello en una sección posterior —donde se
presenta una propuesta para implementar los Servicios Complementarios en Chile, se
analizan las razones más relevantes de su necesidad y se describen los principales
aspectos relacionados con su provisión—, para introducir dicha provisión, dentro de
la estructura actual que presenta el Sector Eléctrico en Chile (también esto se trata
con más detenimiento en la última sección del presente capítulo) y dadas las
características antes descritas de cada uno de los Mercados que existen en este
Sistema —además de otras razones que se explican con posterioridad—, se cree que
una forma adecuada de lograrlo sería a través de un nuevo Mercado, aparte de los que
1 8 0
ya hay, pero en paralelo con el Mercado Spot, y entre los mismos agentes que
participan en éste (es decir, entre el CDEC y los generadores, fundamentalmente).
En un análisis posterior, se describen las ventajas de esta solución y las
razones que la justificarían, las cuales se basan principalmente en la necesidad de una
coordinación global por parte del CDEC y en el hecho de que son los generadores
quienes suelen proveer mayoritariamente estos servicios.
5.2 La Confiabilidad en la Legislación Chilena
5.2.1 Normativa y Regulación Vigente
La legislación para el Sector Eléctrico Chileno se encuentra determinada
básicamente por el DFL Nº1 de 1982, el Decreto 6 de 1985 (Reglamento de
Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas
de Transporte) y el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (contenida
en el Decreto Nº327) del año 1998, todos dictados por el Ministerio de Minería,
además de otras normas o reglamentos de origen interno, como el Reglamento
Interno para el CDEC-SIC del año 1999 —el cual aún se encuentra en etapa de
estudio—, uno similar también para el CDEC-SING, y otros proyectados para
dictarse en el futuro.
La situación de la legislación chilena se encuentra un tanto atrasada, en
comparación a lo que sucede en otros países, en materia de confiabilidad, sobre todo
antes de la publicación del Decreto 327. Por lo demás, la necesidad de proveer
Servicios Complementarios, que en muchos otros Sistemas ya se ha reconocido y en
varios de ellos es una realidad hace bastante tiempo —como se ha podido comprobar
a través del análisis presentado en este trabajo—, en la legislación chilena aún no se
ha abordado el tema con la suficiente claridad ni se han dado las herramientas
necesarias para establecer un marco adecuado a la provisión de tales servicios.
El DFL Nº1 aborda y define las acciones y responsabilidades que le cabe
a los distintos segmentos y agentes que participan en el Sistema Eléctrico. Se
describen en él los procedimientos y disposiciones relacionados con servidumbres,
centrales de Generación, líneas de Transmisión, regulación de tarifas y concesiones,
1 8 1
dentro de otros aspectos de relevancia para el Sector Eléctrico (cfr. Artículos 51 y
150). En cuanto al tratamiento que tienen temas como la seguridad y la calidad de
servicio, es bastante escaso, mencionándose explícitamente muy pocas veces y con
relativa superficialidad, sin darse parámetros ni criterios específicos para abordar los
términos antes mencionados (cfr. Artículos 81, 86 y 89, entre otros).
Por otro lado, el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos,
contenido en el Decreto 327 y promulgado en el Diario Oficial del 10 de septiembre
de 1998, contiene una serie de normas técnicas para la calidad de servicio y
requerimientos en cuanto a seguridad, regulando en mayor medida los aspectos
relacionados con la confiabilidad global del Sistema. Entre otras cosas, se especifican
en él:
· las funciones básicas que realizará cada CDEC, entre las quedestacan su responsabilidad para establecer requerimientos dereserva de potencia y en la coordinación de desconexión decarga (cfr. Artículo 172).
· se da una definición de la calidad del servicio (cfr. Artículo223).
· se cubren parte de las falencias que presentaba el DFL Nº1, encuanto a normas técnicas y a la forma de abordar laconfiabilidad global del Sistema (cfr. Artículo 184).
· se aplican estándares y normas a todos los segmentos delSistema Eléctrico y se incorporan ciertos factores a las tarifasreguladas (cfr. Artículo 273).
Por último, cabe destacar que se abordan, a través de este Decreto,
distintos aspectos que resultan importantes para la seguridad del Sistema, como son
la Reserva, Esquemas de Desconexión de Carga y la aplicación del Criterio N-1 (cfr.
Artículos 237 a 239), todo ello, sin embargo, en forma general, dejando planteada
una futura formulación de normas y procedimientos para tales materias.
1 8 2
5.2.2 Problemas Actuales de Confiabilidad
Los problemas de confiabilidad son diferentes en el SIC que en el SING
y a continuación se hace una breve descripción de los principales de ellos, en base al
análisis contenido en [Moya99].
En el Sistema Interconectado Central el mayor problema es de energía y
está dado fundamentalmente por la escasez de precipitaciones (sequía) que ha
experimentado esa zona geográfica, con cierta frecuencia en los últimos años, y que
es especialmente grave en un Sistema como aquél, en el que predomina la hidro-
generación.
Por su parte, para el SING, donde hay un claro predominio de las
Centrales Térmicas y que se caracteriza por la presencia mayoritaria de grandes
clientes, el problema mayor de confiabilidad es el relacionado con la potencia, dado
sobre todo por la salida intempestiva de las unidades de generación térmica
(“Blackout”). El SING es, pues, un Sistema eléctricamente débil, principalmente por
su bajo nivel de enmallamiento, por poseer unidades generadoras de gran tamaño y
consumos mayoritariamente industriales y también bastante grandes, etc., lo cual
influye en su vulnerabilidad, en caso de producirse fallas en su operación.
Con la idea de vislumbrar con mayor claridad la necesidad real que
presenta actualmente el Sistema Eléctrico chileno de la provisión de Servicios
Complementarios, se destacan resumidamente los principales problemas, tanto los
relacionados con el suministro de energía (más relevantes en el SIC) como los que se
refieren a la potencia del Sistema (especialmente para el SING), la mayoría de los
cuales podrían ser solucionados —o al menos minimizados— con la implementación
de los Servicios Complementarios que se quiere proponer.
a) Principales Problemas en Suministro de Energía
- Incertidumbre en hidrología: no existen acciones claras paraconsiderar la hidrología real.
- Planificación y cálculo de Precios de Nudo según estadística: losmodelos suelen descartar los años “anormales”, pero esto hace que laplanificación de la operación sea menos confiable.
1 8 3
- Compromiso de disponer unidades de respaldo no está biendefinido.
- El CDEC-SIC considera una cierta reserva de generación,suficiente para absorber las fluctuaciones de la demanda, y generalmente seasigna a una gran unidad para que realice la Regulación Primaria, variando sunivel de generación en forma casi permanente. Pero esto está muy lejos de sersuficiente para los casos de salidas no programadas de las unidades.
b) Principales Problemas en Suministro de Potencia
- No hay obligación de que exista respaldo de potenciainstantánea (reservas de potencia): actualmente se suministra este respaldo através de acuerdos de conveniencia entre dos partes, pero sin obligación legalni retribución económica alguna:
· la Reserva de potencia se considera anti-económica,porque no existe una forma adecuada de valorizarla yde reembolsar por su provisión.
· concentrada en pocas unidades: en el despacho,generalmente se asigna una o dos unidades generadoraspara realizar la Regulación de Frecuencia (RegulaciónPrimaria).
· no se aprovecha completamente la capacidadhidráulica.
- Liberación de Carga:
· no hay obligación de instalar relés de baja frecuencia(RBF): el CDEC sólo puede coordinar el uso de estosequipos, pero no puede obligar a instalarlos, por lo quela liberación de carga no es muy efectiva, en casos deemergencia (Artículo 172, Decreto Supremo Nº 327).
· problema de ubicación: es más efectivo liberar lascargas cercanas a las unidades generadoras másvulnerables, pero generalmente se prefiere desconectara las más “fáciles”.
· los clientes libres a menudo son reacios a estosmétodos.
1 8 4
· Costo de Falla inadecuado: muchas veces no hayconsenso acerca de la cantidad de carga que se debedesprender o cuánto se debe encarecer las tarifas, paraasegurar mayores reservas.
· dificultades para recuperar el servicio: por lentitud delos clientes en retomar el consumo, luego de una fallageneralizada del Sistema. Hace falta un plancoordinador, que permita dicha recuperación en formaágil y eficiente.
Se aprecian, pues, problemas claros de confiabilidad en la operación del
Sistema: si bien es cierto que el Sistema Eléctrico en la actualidad opera dentro de
rangos aceptables de calidad de servicio la mayor parte del tiempo, pues se suelen
respetar los estándares técnicos mínimos de los equipos y los rangos aceptables de
frecuencia y tensiones, su capacidad para enfrentar las situaciones de emergencia con
eficacia y al mínimo costo social, es relativamente baja, lo que lo hace ser, en ese
sentido, bastante vulnerable.
En general, se puede observar un claro predominio del aspecto comercial,
por sobre las necesidades reales y los requerimientos técnicos, lo cual es muy natural,
debido a que los agentes involucrados en el Sector Eléctrico buscan maximizar sus
beneficios económicos. Lo anterior no debiera provocar conflicto alguno ni
contraponerse a la necesidad de cumplir con los estándares técnicos de calidad,
siempre y cuando existan señales económicas claras y adecuadas, asociadas a la
seguridad del servicio. Éste constituye, tal vez, uno de los principales argumentos a
favor de la implementación de un Mercado de Servicios Complementarios para el
Sistema, puesto que ello haría posible la prestación de esos servicios tendientes a
asegurar la operación del Sistema dentro de los rangos técnicos correctos,
remunerando —al mismo tiempo— adecuadamente la provisión de estos servicios,
que es la mejor forma de garantizar dicha provisión.
De lo anterior, y luego del análisis que se ha hecho de lo que ocurre en
otros Sistemas, se desprende la conveniencia de implementar servicios de soporte al
suministro eléctrico básico, que aporten a la operación global un mayor grado de
1 8 5
confiabilidad y contribuyan a asegurar que se respeten en todo momento los
estándares mínimos de calidad en la entrega del servicio eléctrico, desde los
productores hasta los consumidores. Más adelante, dentro de la propuesta que se
plantea a continuación, se profundizará un poco más en este aspecto de la necesidad
de los Servicios Complementarios para el caso concreto del Sistema Eléctrico de
Chile y se verá cómo contribuye cada uno de los servicios propuestos a solucionar
los problemas de confiabilidad antes mencionados.
5.3 Solución Propuesta
Como corolario de la investigación realizada de los Servicios
Complementarios en los diferentes países analizados, y luego de presentarse una
visión general de la situación actual del Sistema Eléctrico Chileno, se plantean a
continuación las soluciones que se consideran oportunas y adecuadas a la realidad
nacional, en términos de la confiabilidad del Sistema, esbozándose también una
forma de aplicación de lo observado en otras partes al caso concreto de nuestro país.
Sin embargo, dada la amplitud que presenta este tema, lo que sigue no pretende ser
más que un resumen de los principales asuntos relacionados con la provisión de estos
servicios, que pudieron observarse en el estudio de aquellos Sistemas, destacándose
las conclusiones más relevantes de dicho análisis y proponiéndose la solución que,
para cada aspecto planteado, responde mejor —a juicio del autor— a las
circunstancias actuales concretas y a las necesidades reales que presenta el Sistema
Eléctrico Chileno, en cuanto a la provisión de estos servicios de soporte o apoyo a su
operación.
Para tratar los diferentes asuntos que se ha considerado fundamental
definir y aclarar, se hará un planteamiento en base al esquema que se muestra en la
siguiente figura y que representa un resumen de los problemas a resolver, siempre en
la perspectiva de la aplicación concreta al Sistema chileno. Posteriormente, se irá
explicando cada tema y se propondrá una solución, a partir de lo estudiado en el
presente trabajo.
1 8 6
Figura 5.3: Aspectos del Análisis de los Servicios Complementarios
5.3.1 Necesidad de los Servicios Complementarios
La primera pregunta que se plantea al enfrentar el tema es si estos
servicios son realmente necesarios —o, al menos útiles— para el Sistema Eléctrico
de Chile.
Un primer argumento a favor de su necesidad puede partir de la
observación básica de que cada vez son más los Sistemas que han implementado su
provisión; también es casi inmediato deducir, de todo el análisis realizado, que dicha
implementación ha resultado exitosa (en mayor o menor medida) para todos ellos, al
menos en términos generales y en lo que se refiere al funcionamiento de los
esquemas de provisión y a la operación confiable del Sistema.
parapara quéqué
quiénquién
dóndedóndecuántocuánto
cómocómo
cuálescuáles(Necesidad)
(Coordinador)
(Inserción)
(Montos)
(Mecanismo)
(Selección)
parapara quéqué
quiénquién
dóndedóndecuántocuánto
cómocómo
cuálescuáles(Necesidad)
(Coordinador)
(Inserción)
(Montos)
(Mecanismo)
(Selección)
1 8 7
Por otro lado, como se ha visto, las características particulares que posee
el negocio de la electricidad, así como los aspectos técnicos que determinan su
provisión, hacen imprescindible la presencia de una serie de servicios de apoyo que,
acompañando a los servicios básicos del suministro eléctrico, permitan la operación
del Sistema y aseguren el cumplimiento de criterios específicos de confiabilidad. Son
justamente dichos servicios los que permitirán lograr un nivel adecuado (al menos
mínimo) de confiabilidad.
Por ejemplo, dadas las características particulares del suministro
eléctrico, no es posible asegurar que en todo momento y para cualquier nivel de
generación o ante cualquier cambio inesperado en la carga el voltaje se mantendrá
dentro de los límites permitidos si no se contempla la generación (o la absorción)
adicional de reactivos, cuyos montos requeridos varían a veces en forma estocástica e
impredecible. Algo análogo puede decirse acerca de las reservas de potencia activa
para la frecuencia del Sistema.
Para el caso concreto de Chile, además de esos requerimientos generales,
propios de todo Sistema Eléctrico, la necesidad de los Servicios Complementarios se
deriva de la observación del desempeño actual en la operación del Sistema,
considerando especialmente los problemas de confiabilidad que existen en él y que se
mencionan en la sección anterior. Con respecto a esto, se puede decir que, en general
y para condiciones normales, el Sistema funciona dentro de los niveles aceptables de
calidad de servicio (los voltajes están la mayor parte del tiempo dentro de los límites
permitidos, la frecuencia del Sistema suele permanecer cerca de su valor nominal, no
es frecuente que se produzcan fallas generalizadas en el Sistema, etc.). Sin embargo,
esto no implica que el Sistema chileno funcione a la perfección, ni mucho menos,
sino que presenta una serie de problemas.
Entre las falencias actuales en la operación del Sistema de Chile se puede
mencionar, a modo de ejemplo, la provisión de reactivos, cuya obligación no está
bien definida y que muchas veces, ante caídas de voltaje más allá de lo aceptable,
debe ser hecha por algunos generadores, aunque puedan encontrarse bastante lejos
1 8 8
del nodo que presenta la caída de tensión, con las consiguientes pérdidas en la Red y
sin que a veces se le pague lo que corresponde1.
Otro ejemplo que puede mostrar la necesidad de proveer Servicios
Complementarios en el Sistema, es la experiencia vivida en el año 1998, en que, por
una coyuntura histórica, se produjo la conjunción de una serie de factores, que fueron
la causa de una gran crisis en el Sector, la cual tal vez habría podido ser evitada si,
entre otras cosas, se hubiera contado con un adecuado sistema de provisión de
Servicios Complementarios y un monto adecuado de reservas en el Sistema.
Por último, cabe destacar las nuevas exigencias en cuanto a seguridad y
calidad de servicio que se especifican en el Decreto 327, de las cuales ya se ha hecho
mención y que pueden significar una brecha inicial que se abre en la legislación del
Sector para crear las bases de la necesidad de los Servicios Complementarios,
especialmente a nivel de los generadores. En este sentido, cobran particular
relevancia en dicho Decreto los Artículos 181, 184 y 222, entre otros, donde se
menciona la necesidad de mantener la frecuencia y los voltajes del Sistema en rangos
adecuados, de asegurar una continuidad mínima de provisión del suministro, se
definen algunos conceptos relacionados con la calidad de servicio, etc.
5.3.2 Coordinador de la Provisión
En todos los Sistemas estudiados se ha observado la presencia de una
entidad única, que tiene a su cargo la coordinación de la provisión de los Servicios
Complementarios, siendo responsable de determinar los montos requeridos de cada
servicio, debiendo organizar y escoger a los proveedores, y muchas veces definiendo
incluso la forma de pago o el sistema de transacción más adecuado, etc.
1 E s t e t e ma s u e l e a p a r e c e r e n l o s i n f o r me s
q u e l o s g e n e r a d o r e s p r e s e n t a n p a r a l o s P r e c i o s d e
Nu d o , y t a mb i én f u e o b t e n i d a d e u n a c o n v e r s a c i ón
p e r s o n a l c o n e l S e ño r E d u a r d o Ri c k e , I n g e n i e r o
E l éc t r i c o d e Co l b ún S . A.
1 8 9
Esta entidad corresponde a lo que se suele conocer como Operador
Independiente del Sistema, que, como ya se ha visto, suele encargarse además del
despacho físico —y a veces también económico— del suministro de energía y
potencia en el Mercado Spot. Su principal característica debe ser la ausencia de
intereses en la Generación, de modo de asegurar que sus decisiones respondan
siempre a criterios de conveniencia técnica y económica, objetivas y globales.
Incluso en algunos Sistemas en los que existe un Operador del Mercado,
como entidad separada del Operador del Sistema y que se encarga de las
transacciones económicas en el Mercado Básico, se ha visto que es el Operador del
Sistema quien tiene la responsabilidad total de gestionar y asegurar la provisión
adecuada de los Servicios Complementarios, siendo también él quien opera el
Mercado de estos servicios (cuando lo hay). Esto sucede, por ejemplo, en el Sistema
Eléctrico del Estado de California, aunque en el de España —donde también hay un
Operador del Mercado— es éste quien se encarga de las transacciones económicas y
de la tarificación de los Servicios Complementarios.
El hecho de que en todas partes este organismo coordinador sea único y
posea en sus manos el control global de la provisión de los Servicios
Complementarios para todo el Sistema, responde a la necesidad clara de monopolizar
esta acción coordinadora, condición indispensable para lograr un funcionamiento
armónico y una gestión consistente con las necesidades reales del Sistema en su
conjunto. Por lo mismo, no es coincidencia tampoco que en la mayor parte de los
países vistos sea el Operador del Sistema quien se encargue, al mismo tiempo, del
despacho físico del suministro eléctrico básico y de la provisión global de los
Servicios Complementarios, puesto que la coordinación entre ambos es fundamental
para la correcta operación de todo el Sistema.
Viendo la organización del Sector Eléctrico en nuestro país y los agentes
que en él participan, se ha intentado buscar una entidad cuyas características
respondan con los requerimientos exigidos para una eventual coordinación de la
provisión de los Servicios Complementarios, o que desempeñe un papel comparable
al del Operador Independiente del Sistema, presente en otros lugares.
1 9 0
A poco de analizar el asunto, se presenta como más idóneo para ejercer
dicha labor el ente que se conoce en este Sistema como CDEC (Centro de Despacho
Económico de Carga), el cual se describió en la sección anterior y que, según la
normativa vigente, tiene la obligación de operar y mantener el Sistema en forma
óptima, cumpliendo con lo criterios de confiabilidad.
Entre las razones por las cuales se estima apropiado que el CDEC sea
quien desempeñe el papel de organismo coordinador para la provisión de los
Servicios Complementarios, pueden destacarse las siguientes:
- es actualmente el encargado de realizar el despacho de lasunidades generadoras del Sistema (lo cual corresponde al papel desempeñadopor el Operador Independiente del Sistema, visto en otros lugares).
- se encarga de determinar los costos marginales horarios de laenergía, utilizados en la tarificación del suministro.
- coordina la provisión del servicio eléctrico para todo el Sistema.
- podría organizar la eventual provisión de los ServiciosComplementarios en forma consistente y coordinada con el despacho delMercado Básico.
- realiza los programas anuales de mantención mayor.
- la tarificación de tales servicios sería realizada por el mismoente que determina la valorización del suministro básico, por lo que es másfácil lograr la consistencia económica en el Mercado global y planificar mejorla operación futura del Sistema.
- implica una cierta continuidad con la organización existente,minimizando las modificaciones necesarias para una futura implementaciónde la solución propuesta.
5.3.3 Inserción en la Estructura Organizacional
Con el fin de introducir la menor cantidad de modificaciones posibles a
la organización que actualmente presenta el Sector —lo cual ayuda a darle mayor
factibilidad a la proposición que se hace, y facilita su implementación— se ha
pensado en un esquema organizacional como el que se muestra en el siguiente
1 9 1
diagrama. En él, es posible observar al CDEC como el ente encargado de coordinar
los Servicios Complementarios y, sobre todo, las nuevas relaciones que aparecen
entre los agentes del Sistema, debido a la introducción de estos servicios.
Figura 5.4: Provisión de los Servicios Complementarios en la Estructura
Organizacional del Sector Eléctrico de Chile
Para esta nueva coordinación que deberá llevar a cabo el CDEC, se cree
conveniente la creación, dentro de su estructura organizativa interna, de una
Dirección de Servicios Complementarios —análoga a la Dirección de Peajes, que ya
posee—, a través de la cual dirigiría la provisión de estos servicios para todo el
Sistema.
pagos por Servicios Complementariospagos por Servicios Complementarios
Ministerio deMinisterio de
EconomíaEconomía
Comisión Comisión
Nacional de Nacional de
EnergíaEnergía
Superintendencia Superintendencia
de Electricidad y de Electricidad y
CombustiblesCombustibles
CDECCDEC
--Dirección de OperaciónDirección de Operación
--Dirección de PeajesDirección de Peajes
-- Dirección de ServiciosDirección de Servicios
ComplementariosComplementarios
GeneradoresGeneradores TransmisoresTransmisores DistribuidoresDistribuidores
Clientes Clientes
LibresLibres
Clientes Clientes
ReguladosRegulados
pagos por Servicios Complementariospagos por Servicios Complementarios
Ministerio deMinisterio de
EconomíaEconomía
Comisión Comisión
Nacional de Nacional de
EnergíaEnergía
Superintendencia Superintendencia
de Electricidad y de Electricidad y
CombustiblesCombustibles
CDECCDEC
--Dirección de OperaciónDirección de Operación
--Dirección de PeajesDirección de Peajes
-- Dirección de ServiciosDirección de Servicios
ComplementariosComplementarios
GeneradoresGeneradores TransmisoresTransmisoresTransmisoresTransmisores DistribuidoresDistribuidores
Clientes Clientes
LibresLibres
Clientes Clientes
ReguladosRegulados
1 9 2
En cuanto a las nuevas relaciones que aparecen entre los diferentes
agentes del Sector, con la introducción de estos servicios, cabe hacer notar que el
CDEC obtendría los Servicios Complementarios que estime necesarios
fundamentalmente de los generadores y también de grandes consumidores (de estos
últimos, sobre todo a través de la desconexión de cargas). Esto surge de la naturaleza
y de las características propias de tales servicios, que se verán con más detalle
cuando se analice separadamente cada Servicio Complementario propuesto y que es
lo que ha podido observarse en la mayor parte de los Sistemas analizados.
Así, el CDEC contrataría los Servicios Complementarios con los
generadores y clientes libres (grandes consumos) y recuperaría los costos de dicha
provisión en forma indirecta, fundamentalmente a través de un cargo adicional en la
tarifa o precio pagado por todos los consumidores, en el cual se contemple los
sobrecostos derivados de la provisión de los Servicios Complementarios. Esto se
explica un poco más en una sección posterior.
Por lo demás, se puede ver que no habría otros cambios significativos
con respecto a la organización actual del Sector.
5.3.4 Determinación de los Montos
Dentro de las funciones principales que deberá realizar el organismo
encargado de la provisión de los Servicios Complementarios, destaca la de definir y
calcular de alguna forma la cantidad de cada servicio requerida por el Sistema, para
tener una operación confiable, de acuerdo a criterios previamente definidos. Si bien
esto corresponde a un tema más bien específico y depende de cada servicio en
particular (por lo cual se tratará con mayor extensión en la sección siguiente, al
describir cada Servicio Complementario propuesto, por separado), conviene indicar
algunos criterios generales y anticipar características generales y aplicables para
todos ellos.
Los criterios a utilizar para la determinación de los montos requeridos de
cada servicio, debieran basarse sobre todo en las exigencias de confiabilidad
planteadas en el Decreto 327, a las que ya se ha aludido. En base a tales exigencias y
observando los criterios que se emplean en otros Sistemas, se deberán establecer
1 9 3
lineamientos claros y formas específicas de determinación de dichos montos. A partir
del análisis realizado en el presente trabajo, es posible visualizar cuáles son los
principales criterios utilizados en los diversos Sistemas Eléctricos para estos efectos:
en la última sección de este capítulo, al momento de presentar cada servicio por
separado, se mencionan más específicamente tales criterios, para los casos concretos
que se plantean. Serán estos criterios o exigencias mínimas de seguridad y calidad los
que, junto a estudios técnicos y económicos, determinen los montos requeridos.
Un tema general importante, sin embargo, relacionado con la
determinación que debe efectuar el organismo coordinador para los montos de cada
servicio, es la frecuencia con la cual realiza tales cálculos y la flexibilidad que
debiera tener para poder modificarlos, en caso de necesidad. Lo anterior implica que,
si bien se puede definir un cierto intervalo de tiempo para el cual el organismo
coordinador haga la estimación y la definición de los montos de tales servicios ,
debiera tener también la posibilidad (como se ha visto en la mayoría de los Sistemas
Eléctricos estudiados) de realizar modificaciones en el corto plazo a ese programa
inicial, a través —por ejemplo— de la operación y el despacho en tiempo real.
5.3.5 Mecanismo de Gestión y Reembolso
La forma en que podrían transarse y remunerarse los Servicios
Complementarios en este Sistema también corresponde a un tema más específico de
cada servicio, ya que depende de sus características propias, de su necesidad para la
operación del Sistema, de sus proveedores, etc. Sin embargo, en este caso también
conviene dar ciertos criterios generales y se pueden mencionar algunos rasgos
comunes para la provisión de todos los servicios, dejándose para la sección siguiente
una descripción más detallada y específica para cada uno.
Como se pudo observar en el análisis comparativo realizado en el
capítulo anterior del presente trabajo, existen en los diferentes Sistemas Eléctricos
diversas formas de gestionar, coordinar y tarificar los diversos Servicios
Complementarios. Cada uno de los mecanismos utilizados para la provisión de los
Servicios Complementarios presenta ventajas y desventajas al intentar aplicarlos al
Sistema Chileno y habría que analizar las posibilidades concretas que ofrece cada
método para el caso particular de los servicios considerados individualmente. Sin
1 9 4
embargo, a partir de la premisa utilizada para la presente propuesta de realizar la
implementación de estos servicios con los menores cambios para la organización y
los métodos de tarificación que existen en la actualidad, aparece como una opción
muy plausible la de utilizar para los Servicios Complementarios un mecanismo de
gestión basado en la forma de tarificación empleada hoy en día en el Sistema
Eléctrico de nuestro país.
Ya se explicó que en Chile la electricidad se transa en tres mercados
distintos: Mercado de Productores, Mercado de Clientes Libres y Mercado de
Clientes Regulados , cada uno con su propia forma de determinación de precios y de
transacción del suministro. También se explicó que el CDEC maneja solamente el
Mercado de los Productores o Mercado Spot, por lo cual la implementación de un
mecanismo para gestionar los Servicios Complementarios debiera introducirse y
enfocarse principalmente a ese Mercado, puesto que —por las razones antes
expuestas— se cree conveniente que dichos servicios sean gestionados por el CDEC.
De este modo, se logra la consistencia con esta organización actual y la adaptación a
los esquemas existentes, a fin de facilitar la puesta en práctica de la solución que se
plantea y de evitar ambigüedades en los pagos y remuneraciones de los agentes
implicados.
El Mercado de los Productores se basa en los costos reales de
producción, ya que los generadores transan según los costos marginales de
generación. Por este motivo, se plantea en un primer momento y en forma general
(después se verá la aplicación concreta a cada servicio en particular) que la
transacción de los Servicios Complementarios debiera hacerse en forma análoga a
como funciona actualmente este Mercado, basándose también en los costos reales de
producción.
Para el reembolso de los gastos por Servicios Complementarios, que el
Organismo Coordinador (el CDEC, según lo que se propone) debe recuperar de los
clientes o consumidores del Sistema, se ha observado prácticamente —a veces, con
pequeñas variaciones— en la totalidad de los Sistemas estudiados, que este
Organismo reparte los costos totales de cada servicio entre todos los clientes, según
el nivel de consumo de energía que presente cada uno, agregando así una
1 9 5
componente adicional a la tarifa o pago que cada cual realiza por el suministro
eléctrico. Esta solución, sin embargo, no sería consistente con lo que existe
actualmente en Chile ni factible su implementación, debido a que sólo los
generadores se relacionan directamente con el CDEC y, por tanto, para éste no sería
posible cobrarle directamente a los clientes (tanto libres como regulados). Por este
motivo, es preciso analizar nuevas formas de reembolso, que se ajusten mejor con la
estructura y funcionamiento actual del Mercado Eléctrico Chileno.
Como una solución tentativa e inicial a dicho problema —el cual
requiere, por cierto, un nivel de análisis muy profundo y cuidadoso, que va más allá
del campo de estudio del presente trabajo—, se propone determinar anualmente, por
medio de estudios técnicos y económicos en base a las condiciones de operación
esperadas y a otras características relevantes del Sistema, el monto total de dinero
necesario que será necesario invertir por concepto de Servicios Complementarios (en
su conjunto), de modo de asegurar la adecuada confiabilidad del Sistema. Una vez
determinado ese monto anual para los Servicios Complementarios de todo el
Sistema, se podría prorratear dicho monto según el consumo de cada cliente,
incluyendo un monto adicional a pagar en la tarifa correspondiente a cada uno. Por
otro lado, ese monto total anual debería estar a disposición de la Dirección de
Servicios Complementarios al interior del CDEC, para permita la compra de los
Servicios Complementarios requeridos por éste a los proveedores.
5.3.6 Servicios Complementarios Propuestos
Una vez planteada la necesidad de los Servicios Complementarios para el
Sistema Chileno —en términos genéricos y según criterios globales— y después de
analizar su situación actual y de discutir los aspectos más relevantes que se presentan
al querer buscar una implementación de tales servicios, se procede ahora a sugerir los
Servicios Complementarios que se estiman más importantes y necesarios para la
confiabilidad de este Sistema, explicando con más detalle las características más
relevantes de la provisión de cada uno, con un enfoque técnico y económico.
1 9 6
a) Regulación Primaria de Frecuencia
i. Definición
Ajuste rápido de generación, aportado por generadores conectados a la
Red, para mantener instantáneamente el balance entre generación y carga.
ii. Aspectos Técnicos
Este servicio se considera (como en muchos Sistemas) fundamental e
indispensable, puesto que influye directamente en el mantenimiento de la frecuencia
dentro de los límites apropiados, lo cual es un requerimiento básico que debe ser
asegurado a todos los clientes del Sistema, ya que tiene implicancias importantes en
el desempeño, funcionamiento y seguridad de los equipos conectados a la Red.
Por lo anterior, y considerando lo que se hace en varios de los Sistemas,
se estima apropiado que su provisión sea obligatoria para todos los generadores
despachados de un cierto tamaño para arriba, ya que es justo que todos aporten a este
requerimiento básico para la correcta operación de todo el Sistema. Además, debiera
incluirse su provisión dentro de la programación que hace el Operador (el CDEC, en
este caso) para el suministro básico de la electricidad, a través de un monto o
porcentaje adicional de reservas para la Regulación Primaria.
La estimación de este monto o porcentaje de la generación total debiera
hacerla el CDEC a partir de sus estimaciones de la variabilidad esperada de la
generación y la carga para cada periodo de programación, de modo de responder en
forma adecuada a los desbalances que puedan producirse y a las desviaciones de la
frecuencia fuera de los rangos admisibles. Este monto puede traducirse, como
requerimiento para cada generador, en un nivel exigido de estatismo, que en otros
lugares suele estar entre el 2 y el 6%.
iii. Aspectos Económicos
No se cree necesario remunerar directamente a los generadores por
proveer este servicio (a ejemplo del Sistema Eléctrico de España y Argentina, entre
otros), dado su carácter obligatorio y al hecho de que, al considerarse su monto en la
1 9 7
programación básica de la operación, los mayores costos para el Sistema por la
provisión de estas reservas debieran estar incluidos implícitamente en el precio del
suministro básico. Esto también facilita la implementación —al menos en un primer
momento— de dicha provisión.
Conviene destacar que este servicio podría ser provisto (además de los
generadores) por grandes consumos, a través de la desconexión de su carga. En ese
caso, se considera adecuado que dicha provisión no tenga carácter obligatorio y que
se realice por medio de contratos entre los consumidores que lo deseen y el CDEC,
determinándose bilateralmente el precio a pagarse.
b) Regulación Secundaria de Frecuencia
i. Definición
Unidades generadoras conectadas a la Red con capacidad disponible y
grandes cargas desconectables, que pueden responder en pocos minutos a los
requerimientos del Operador, con el objetivo principal de devolver la frecuencia del
Sistema y los niveles de intercambio en la Red a niveles pre-establecidos.
Generalmente se operan con AGC (Control Automático de la Generación).
ii. Aspectos Técnicos
Como en todos los Sistemas estudiados, la provisión de este servicio
puede ser opcional, si bien no por eso deja de ser un servicio muy importante. En
todo caso, el Operador (CDEC) deberá procurar contar en todo momento con el
monto necesario de este servicio, a través de un proceso de contratación adecuado
con los proveedores del mismo (y que se explica más adelante).
Pueden proveer este servicio tanto generadores (especialmente debiera
darse prioridad a los hidráulicos, si es que están disponibles, por sus menores costos
de operación y la mayor rapidez con que pueden variar su generación), como también
grandes consumidores, por medio de su desconexión, en caso de requerirse.
Como se ha dicho anteriormente, una de las características principales
que distinguen a este servicio de la Regulación Primaria, es el mayor tiempo de
1 9 8
respuesta exigido a los proveedores, el cual suele ser de varios minutos, tiempo en el
cual el generador o gran consumidor (si corresponde a desconexión de carga) debe
ser capaz de entregar la totalidad del monto contratado y despachado por el
Operador. En cuanto al tiempo de mantenimiento de la provisión, se estima que dos
horas (si fuera necesario) es adecuado, puesto que los problemas de frecuencia que se
derivan de las contingencias no suelen tener una duración superior a ésta, y es el
tiempo que suele exigirse, en promedio, en la mayoría de los Sistemas en los que se
provee este servicio.
El monto de este servicio para el Sistema en su conjunto debe ser
programado por el CDEC en base a la demanda pronosticada para cada periodo
correspondiente (como un porcentaje de ésta) y también tomando en cuenta la mayor
contingencia que pudiera suceder (por ejemplo, el tamaño del mayor generador
programado que pudiera perderse). Una vez determinado ese monto, el CDEC
contrata a los proveedores, para satisfacer esos requerimientos.
iii. Aspectos Económicos
Se propone un mecanismo de transacción para este servicio que sea
consistente con el método de programación y despacho que actualmente se utiliza en
el Sistema chileno, y que funcione en paralelo con aquél: tal vez convendría utilizar
los mismos programas actuales para realizar el despacho, pero incluyendo en ellos
los requerimientos de este servicio, lo cual modifica necesariamente el despacho de
cada proveedor y el precio resultante. La determinación de los pagos a los
proveedores de este servicio, deberá basarse en los costos reales o en los sobrecostos
por proveerlo (buscando la consistencia con lo actual), a pesar de que se reconoce la
dificultad de definir dichos montos sin ambigüedades, lo cual requiere un estudio
más detenido.
En cuanto al pago que realiza el CDEC por este servicio a sus
proveedores, según lo expuesto con anterioridad, podrá realizarlo por medio de un
fondo destinado a tales efectos, que provendría de los pagos adicionales por parte de
todos los consumidores del Sistema, a partir de los montos determinados anualmente
para ello.
1 9 9
c) Control de Voltaje
i. Definición
Provisión de potencia reactiva, por parte de los generadores, para
mantener la tensión y el factor de potencia dentro de los límites admisibles, en todo
momento, tanto en condiciones normales de operación, como ante contingencias.
ii. Aspectos Técnicos
El voltaje, al igual que la frecuencia, corresponde también a una
característica esencial del servicio eléctrico que se provee a todos los usuarios del
Sistema y debe considerarse un requisito básico la necesidad de mantenerlo siempre
dentro de rangos adecuados.
Debido a ello, tiene que haber una exigencia para todos los agentes del
Sistema de mantener la tensión y los reactivos en niveles aceptables. Por eso, se
considera adecuado exigir en forma obligatoria un monto mínimo de provisión de
reactivos (tanto a los agentes generadores como a los de la Transmisión), que suele
medirse —en la mayoría de los Sistemas Eléctricos— en términos de un rango
obligatorio dentro del cual debe mantenerse el Factor de Potencia.
Aparte de ese monto mínimo obligatorio, el Operador podrá contratar
montos adicionales, provistos en forma opcional, especialmente por generadores y
compensadores síncronos.
Generalmente no se especifica un tiempo de respuesta ni de
mantenimiento del servicio en forma explícita, pero se supone que debe estar
disponible en forma permanente y responder con rapidez (en pocos segundos) a las
instrucciones de despacho del Operador.
Un aspecto importante dentro de la programación y del proceso de
estimación de los montos que debe hacer el Operador para este servicio, se refiere a
la ubicación de los proveedores, debido a que los requerimientos de reactivos y los
problemas de voltaje son de carácter local y conviene proveer el servicio lo más cerca
posible del lugar donde se requiera (también para minimizar las pérdidas en las líneas
2 0 0
de Transmisión). Esto es algo que actualmente no funciona bien en Chile, puesto que
—por carencia, tal vez, de una normativa y definición adecuada— muchas veces
generadores alejados de los puntos del Sistema que presentan escasez de reactivos o
bajas en el voltaje, deben empezar a generar reactivos, para evitar colapsos en el
Sistema, con el consiguiente aumento en las pérdidas de Transmisión y sin recibir
generalmente un pago adecuado por esta provisión adicional1.
iii. Aspectos Económicos
Al igual que para la Regulación Secundaria, también se cree adecuada la
implementación de un mecanismo de transacción para los montos adicionales de este
servicio (más allá de lo obligatorio) basado en los costos reales de proveerlo, que sea
consistente con el proceso que actualmente se utiliza. Se sugiere que, para los montos
adicionales, se incorporen contratos o bien modificaciones a las capacidades
máximas de los generadores específicos que se requieren.
Análogamente a la Regulación Secundaria, también en este caso la
determinación de los costos relevantes que influyen en su provisión es importante. A
partir de lo observado en otros países sobre el particular, se enumeran a continuación
los costos que generalmente se suelen considerar:
- costos de operación y combustible.
- costos de inversión en equipos de generación o absorción dereactivos.
- menor vida útil y mayor desgaste de las máquinas, por cambiosen la generación de potencia activa y reactiva.
- costos de oportunidad, sólo en horas de punta y si se requiereque una máquina, al tope de su capacidad, deba disminuir su generación deenergía, para proveer reactivos.
- etc.
1 Co n t a c t o p e r s o n a l c o n e l S e ño r E d u a r d o
Ri c k e , I n g e n i e r o E l éc t r i c o d e Co l b ún S . A.
2 0 1
A través de un análisis más profundo y detenido —que escapa al ámbito
de la presente investigación, pero que se plantea como un importante tema para
futuros estudios—, se deberán dar los detalles para una correcta implementación de
este método propuesto y su coordinación con lo que existe actualmente. En todo
caso, como ya se mencionó, este mecanismo basado en costos reales de producción
se presenta como el más consistente y adecuado para el Sistema de Chile, dada su
realidad actual.
d) Partida Autónoma
i. Definición
Retorno del Sistema a su funcionamiento normal, después de una caída o
falla total o parcial, por medio de unidades generadoras capaces de comenzar solas y
de energizar a otras, para lograr la recuperación gradual de todo el Sistema.
ii. Aspectos Técnicos
En muchos de los Sistemas estudiados, no suele definirse con gran
detalle este Servicio Complementario. Sin embargo, su provisión se juzga muy
importante para el Sistema Eléctrico de Chile, puesto que contribuye eficazmente a
aumentar su seguridad, dándole la posibilidad de recuperarse con la mayor rapidez y
eficiencia posible, después de una falla generalizada y severa. Lo anterior presenta
especial relevancia para el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, donde
existen grandes unidades generadoras, cuya falla generalmente provoca la caída de
todo o la mayor parte de dicho Sistema y su recuperación suele tomar un tiempo
excesivamente prolongado. Por su parte, en el Sistema Interconectado Central
también es importante lograr la recuperación rápida y eficiente del Sistema en caso
de producirse fallas importantes, las cuales —aunque son menos frecuentes que en el
SING— acarrean un costo social para el país, que más vale evitar o intentar reducir.
Por lo observado en otras partes, se cree conveniente que provean este
servicio unidades generadoras de gran tamaño, las cuales cuenten con los equipos
necesarios para poder reiniciar su operación y contribuir a la reenergización del
Sistema, luego de una falla general. Los generadores más apropiados para prestarlo
2 0 2
suelen ser las unidades hidráulicas y las turbinas a gas, sobre todo por asuntos de
costos, de rapidez en su partida y de facilidad para controlarlos.
A pesar de su importancia para el Sistema, no se cree apropiado darle
carácter obligatorio a su provisión, debido a que requiere contar con equipos
especiales y características técnicas particulares de las máquinas, que hace poco
factible exigir a todos los generadores del Sistema. Además, se supone que el CDEC
podría asegurar su provisión a través de contratos y de una remuneración adecuada
(como se verá después).
Como se ha visto, el CDEC debe preocuparse de determinar quiénes
provean el servicio, para lo cual debe analizar las posibles contingencias que puedan
darse en el Sistema y diseñar un plan para su recuperación, en el cual es fundamental
la ubicación y las características técnicas de cada una de las unidades designadas.
También es importante que los proveedores del servicio cuenten con
equipos de comunicación con el CDEC, para que la coordinación y puesta en marcha
del plan previsto por este último se lleve a cabo de modo armónico y eficiente, dadas
las circunstancias concretas y los sucesos que se den en cada caso.
Por último, el CDEC deberá realizar chequeos periódicos de las unidades
contratadas para prestar el servicio, de modo de asegurar que el Sistema cuente
siempre con la capacidad suficiente de recuperar el suministro ante cualquier
contingencia previsible.
iii. Aspectos Económicos
Al igual que con los servicios anteriores, la provisión de este Servicio
Complementario también conviene que sea consistente con los mecanismos
actualmente empleados en el Sistema. Por esto, se estima apropiado que ésta se dé en
un contexto de contratos bilaterales entre el CDEC y los generadores del Sistema que
posean los medios y estén dispuestos a ofrecer el servicio, basándose los pagos a
éstos en los costos reales que les suponga dicha provisión.
Para ello, como en los casos anteriores, es preciso determinar cuáles son
estos costos. Según lo que se ha visto en varios de los Sistemas analizados y dadas
2 0 3
las características propias de este servicio, los principales costos que debieran
considerarse en la evaluación de su provisión son los siguientes:
- costos de inversión en equipos auxiliares.
- costos de mantenimiento de las unidades y equipos.
- costos de operación y combustibles, cuando se utilice elservicio.
- costos derivados de los estudios de contingencias y consultorías.
- etc.
En general, la determinación exacta de los costos implicados en la
provisión de este servicio no se consideran fáciles de determinar. Sin embargo, en
términos globales, para el Sistema en su conjunto, suelen ser relativamente bajos.
Como se ha propuesto para todos los Servicios Complementarios
sugeridos, los costos totales de su provisión conviene que los financie el CDEC por
medio de un fondo total, obtenido a partir de un pago adicional por parte de todos los
clientes, dentro de la tarifa básica por el suministro. Se podría afirmar que, para este
servicio en particular, dicho procedimiento de asignación resulta ser especialmente
adecuado, debido a que se trata de un servicio que favorece al Sistema en su
conjunto, a todos los agentes sin excepción y sin que sea posible, en general,
distinguir en forma unívoca el beneficio que significa para cada uno.
2 0 4
VI. CONCLUSIONES
El presente trabajo ha significado un esfuerzo por profundizar en las
características que presenta la provisión de los Servicios Complementarios en
diversos Sistemas Eléctricos de Potencia, todos ellos caracterizados por la evolución
que han presentado durante los últimos años —algunos antes que otros— en su
estructura organizativa y por la introducción de una regulación tendiente a dar mayor
competitividad y eficiencia a la operación coordinada de los agentes involucrados en
el Sector, especialmente a través de una clara definición de sus diferentes actividades
y del rol de cada participante en el Sistema, buscando también una adecuada
tarificación de los servicios relacionados con el suministro eléctrico y una
remuneración apropiada para sus respectivos proveedores.
La parte más importante de este trabajo se ha dirigido a la descripción y
comparación de los principales aspectos que caracterizan las formas de provisión de
los Servicios Complementarios en seis Sistemas Eléctricos del mundo, buscando con
ello la mayor variedad posible para el análisis y un espectro amplio de posibilidades
y soluciones adoptadas en la implementación de estos servicios tan importantes para
la confiabilidad de la operación global de todo Sistema Eléctrico. Se logró así
presentar un análisis estructurado y orgánico, donde el paralelismo y las distinciones
establecidas para cada Sistema y cada servicio, facilitan y enriquecen la visión global
de los asuntos relacionados con la provisión de los Servicios Complementarios, al
tiempo que permiten visualizar la forma en que se han ido resolviendo tales aspectos,
en cada caso particular. A lo largo de todo el trabajo, se ha seguido un esquema de
presentación en el cual se intenta destacar y analizar por separado los aspectos
técnicos y económicos de dicha provisión, con el fin de lograr una presentación más
clara y sistemática del tema tratado.
El objetivo de dicho análisis comparativo y descriptivo —tanto técnico
como económico— del cariz que ha ido adoptando en diferentes Sistemas Eléctricos
la implementación de los Servicios Complementarios, consiste principalmente en
descubrir los criterios y fundamentos conceptuales más relevantes que es necesario
manejar para establecer un marco técnico, regulatorio, económico y remunerativo,
que permita llevar a la práctica, en un futuro próximo, la provisión de estos servicios
2 0 5
en el Sistema Eléctrico de Chile, de manera que signifique un aporte efectivo a la
solución de las claras falencias de confiabilidad que presenta actualmente su
operación.
Por lo anterior, después de la comparación y resumen de los aspectos más
relevantes en cada Sistema, se dedica el último capítulo de este trabajo a describir (a
grandes rasgos) la situación actual del Sector Eléctrico en nuestro país, los problemas
que presenta —sobre todo desde el punto de vista de la confiabilidad—, para
terminar con una propuesta concreta (si bien en términos generales) para realizar la
implementación en él de estos servicios.
De este modo, los principales aportes del presente trabajo pueden
resumirse en dos: por un lado, entrega una visión global, armónica y ordenada de las
características y temas más relevantes relacionados con la provisión de los Servicios
Complementarios en los seis Sistemas Eléctricos escogidos para el análisis (elección
hecha en base a la experiencia alcanzada por ellos en la implementación de los
Servicios Complementarios y a la variedad que presentan, tanto en sus esquemas
organizativos, como en las soluciones adoptadas frente al tema analizado). El
segundo aporte del trabajo corresponde a una proposición preliminar y en términos
conceptuales —a partir de lo observado en los otros Sistemas y a la realidad actual
del chileno— de una forma de implementación de los Servicios Complementarios en
el Sistema Eléctrico de Chile, que es coherente con la estructura organizacional
actual de la industria y con la regulación y tarificación que se emplea en el Mercado
del suministro básico. Esta proposición para Chile, aunque se hace en forma general
y bastante esquemática, sienta las bases y establece un enfoque apropiado para
futuras investigaciones que, a partir de lo presentado en este estudio, podrán
profundizar con más detalle en cada una de los temas que aquí se tratan, para lograr
una implementación práctica de estos servicios, adaptada a las necesidades reales del
Sistema chileno, que le permitirán una operación a la altura de los más países
modernos del mundo actual. Se espera, pues, que la presente investigación sirva de
guía y de base para nuevas propuestas y desarrollos futuros (tanto de lineamientos
teóricos, como de simulaciones numéricas e implementaciones matemáticas), que
hagan factible la provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico
de Chile y signifiquen un aporte real y efectivo a la operación eficiente del mismo.
2 0 6
BIBLIOGRAFIA
[Adam99] ADAMES, J. y MERCADO, P. (1999) Dispatching and Pricing the
Secondary Frequency Regulation Services in Competitive Electricity
Markets: A Comparative Analysis. Instituto de Energía Eléctrica,
Universidad Nacional de San Juan, Argentina.
[Alva99] ALVARADO, F. y OVERBYE, T. (1999) Measuring Reactive Market
Power. University of Wisconsin, Madison, Wisconsin, Estados Unidos de
América.
[Bakk98] BAKKEN, B.; GRANDE, O. y NYSTAD, A. (1998) Automatic
Generation Control in the Deregulated Norwegian Power System.
Sintef Energy Research, Trondheim, Noruega. EPSOM 1998, 23-25 de
septiembre de 1998, Zürich, Suiza.
[Barq99] BARQUÍN, J.; SOLER, D.; LARGO, O.; RELAÑO, G. y DE LA
FUENTE, I. (1999) On the Cost of the Reactive Power Generation and
Voltage Support Service. Universidad Pontificia Comillas, Madrid,
España. Bulk Power System Dynamics and Control IV-Restructuring, 24-
28 de agosto de 1999, Santorini, Grecia.
[CAM98] Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Argentina
(1998) Procedimientos para la Programación de la Operación, el
Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios en el Mercado Eléctrico
Mayorista de Argentina. Versión XII.1, actualizada el 4 de agosto de
1998.
[Chri98] CHRISTIE, R. y WANGENSTEEN, I. (1998) The Energy Market in
Norway and Sweden. Department of Electrical Engineering, University
of Washington, Seattle, Estados Unidos de América y Norwegian Electric
Power, Research Institute, Trondheim, Noruega. IEEE Power Engineering
Review.
2 0 7
[Cox99] COX, J. (1999) Features of Standing Reserves. National Grid Company,
Birmingham, Reino Unido.
[Hawk97] HAWKINS, D. (1998) Ancillary Services Protocol. Principal Engineer,
California Independent System Operator, EPRI 1997 Ancillary Services
Workshop, 10 de diciembre de 1997, Doubletree Grand Hotel, Miami,
Florida, Estados Unidos de América.
[Hirs97] HIRST, E. y KIRBY, B. (1997) Creating Competitive Markets for
Ancillary Services. Oak Ridge National Laboratory, Energy Division,
Oak Ridge, Tennessee, Estados Unidos de América.
[Miel99] MIELCZARSKI, W. y MICHALIK, G. (1999) Voltage Regulation and
Energy Consumption in Electricity Markets. Monash University,
Melbourne, Australia.
[Moya99] MOYA, O. (1999) Confiabilidad, Competencia y Regulación en el
Sector Eléctrico Chileno. Seminario Internacional IEEE de Ingeniería
Eléctrica de Potencia, 15 de octubre de 1999, Departamento de Ingeniería
Eléctrica, Facultad de Ciencias Físicas y Matemáticas, Universidad de
Chile, Santiago, Chile.
[NEM99] National Electricity Market Management Company Limited (1999)
Invitation to Tender for National Electricity Market Ancillary
Services. Tender Enquiries Officer, NEMMCO.
[NGC98] National Electricity Company (1998) Ancillary Services. An
Introduction. Power Network Business, National Grid Company,
Birmingham, Reino Unido.
[NOR99] Nordel (1999) Summary of Recommendations for Frequency, Time
Deviation, Frequency Response and Reserves.
[Rahi99] RAHIMI, F. y VOJDANI, A. (1999) Meet the Emerging Transmission
Market Segments. Perot Systems Corporation, publicado en Revista
2 0 8
IEEE Computer Applications in Power, volumen 12, número 1, enero
1999.
[Rau99] RAU, N. (1999) The Need for Capacity Markets in the Deregulated
Electrical Industry. A Review. Fellow Independent System Operator of
New England Inc., Estados Unidos de América.
[Rela99] RELAÑO, G.; DE LA FUENTE, I.; SOLER, D. y GÓMEZ, T. (1999) The
Spanish Secondary Reserve Market. Instituto de Investigación
Tecnológica, Universidad Pontificia de Comillas, Madrid, España. Power
Delivery Europe '99 Conference, 28-30 septiembre de 1999, Madrid,
España.
[Skan99] SKANTZE, P. y CHAPMAN, J. (1999) Price Dynamics in the
Deregulated California Energy Market. Massachusetts Institute of
Technology, Cambridge, Massachusetts, Estados Unidos de América.
[Vand98] VAN DER MYE, S. (1998) An Introduction to Australia's National
Electricity Market. National Electricity Market Management Company
Limited.
[Whit98] WHITEHEAD, A. (1998) A New Market in Reactive Power. Partner
Martineau Johnson Solicitors, National Grid Company, Birmingham,
Reino Unido.
top related