ACCESO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, LAS REGLAS DE INTERCONEXIÓN Y LOS CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD

DE LA RED

Dr. Marcelino Madrigal Martínez*Comisionado

Comisión Reguladora de Energía

18 de mayo de 2016Ciudad de México

*Las opiniones vertidas son a título personal y pueden no representa la posición de la Comisión Reguladora de Energía y su Órgano de Gobierno

El marco regulatorio de las redes explicado a través de las tres preocupaciones principales de un generador

Que haya Red

Que sea posible Acceder

A Precios predecibles y calidad razonables2

I

II

III

Que haya Red

Que sea posible Acceder

A Precios predecibles y calidad razonables3

I

II

III

Nuevo Enfoque de Planeación y Nuevas Formas de Participación Privada

• El acceso a las redes comienza desde la planeación: nuevo enfoque participativo de PRODESEN

• Necesidades de inversión impulsadas por crecimiento de demanda, confiabilidad, y necesidades de energías renovales

• Plan que al mínimo costos garantice el suministro de los servicios de transmisión para todos por igual

• Necesidades de inversión el orden de los 2 mil millones de dólares por año

• Recursos tanto públicos como privados para la financiación, construcción, operación de las redes 4

Transmisión

Distribución

69%19% 12%

ModernizaciónExpansiónObra Púb. Financiada

49%45% 6%

Transmisión (24,599 km-c)Transformación (64,352 MVA)Compensación (12,090 MVAr)

Inversiones 2015-2029 (millones de pesos)

255,709

219,939

Total 475,648Expansión: Regularización de colonias, acometidas y medidoresModernización: Reducción de pérdidas (presupuesto), confiabilidad, paseo de la reforma, proyecto de interconexión holbox, modernización de la medición, red inteligente (sistemas) y equipamiento operativo.Obra Pública Financiada: Demanda Incremental PIDIREGAS y reducción pérdidas PIDIREGAS

Nuevo Enfoque Abierto y No Discriminatorio para Solicitar Interconexión

5

Participación Privada En TransmisiónAcuerdo por el que se define e incorpora ingreso requerido de las obras bajo contrato o asociación (Art. 30, 31 LIE) : Las remuneraciones previstas constituirán un ingreso regulado autorizado cuando los proyectos:

Sean parte del Prodesen. Se acredite que fueron adjudicados

por medio de procesos competitivos. El ingreso regulado se expresará por

medio de una anualidad constante consistente con la vida útil de los principales activos del proyecto objeto de la asociación o contrato.

 

El ingreso regulado será la remuneración prevista que resulte menor del proceso competitivo y se deberá expresar como un ingreso o pago contractual anual constante necesario para cubrir todos los costos relacionados con el proyecto en las condiciones de prestación del servicio óptimas para el sistema durante el plazo del contrato consistente con la vida útil del proyecto. 

El pago contractual anual del proyecto seleccionado será incluido en los ingresos requeridos del servicio público de transmisión de la red nacional de transmisión y será recuperado por medio de las tarifas generales de uso de la red.

El pago contractual anual solo se modificará conforme a los índices o fórmulas de ajuste periódico que esta Comisión emita.

Acuerdo A/009/2016

Que haya Red

Que sea posible Acceder

A Precios predecibles y calidad razonables7

I

II

III

Acceso Abierto

PermisoC R E

MDA

MTR

MLP

Contrato

Interconexión

Contrato

Conexión

(Transportista)

(Distribuidor)

Convenio

Convenio

Convenio

Convenio

Criterios en materia de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red) RES/151/2016

RES/949/950/951/2015RES/949/950/951/2015

Principales Instrumentos Técnicos de la Regulación

Objeto de Modelos de Contrato de Interconexión y Otros

9

RES/953/2015Convenios para la operación técnica y

comercial de la transmisión y distribución de energía eléctrica

• Regir la prestación y facturación del servicio de Transmisión.

• Establecer las acciones de coordinación entre el Cenace y el Transportista/Distribuidor.

• Compromiso de operación técnica y comercial.

Realizar y mantener la interconexión física entre la Red Nacional de

Transmisión o la Redes Generales de Distribución y:

Centrales eléctricas RES/949/2015

• Capacidad de [] MW• Tensión nominal de

operación (TNO) de []kV

Centro de Carga RES/950/2015

• Carga instalada de [] MW• Demanda Máxima [] MW• TNO de []kV

ImportadorRES/951/2015

• Capacidad máxima de [] MW.• TNO de []KV

Que haya Red

Que sea posible Acceder

A Precios predecibles y calidad razonables10

I

II

III

Tarifa de Operación del CENACE

11

UAE

CENACE

• El periodo tarifario es de un año calendario. CENACE presentará cada septiembre su propuesta.

• Incluye inversión para el lanzamiento del mercado y resta ingresos misceláneos del CENACE.

• Ingreso se asigna 30% generadores y 70% cargas.

• Se desarrollarán indicadores de desempeño y calidad en el servicio para el segundo año tarifario.

Ingreso Requerido (Millones Pesos, 2016)  2016

Ingreso Requerido 2,732

Tarifas de la operación del CENACE (2016) Centavos de pesos / kWh

Generadores Cargas0.24807 0.64824

Cuota(pesos

)Periodicidad de cobro Concepto

$8,467 Anual, por punto de carga

Operación y mantenimiento del sistema de medición

$30,000

Único, por punto de carga

Por la obtención del registro a nuevos participantes

$1,000 Anual, para generadores Por MW de capacidad

Acuerdo A/075/2015

Tarifas de Transmisión

• Tarifas aplicables para un primer período tarifario 2016-2018.

• El Costo de las redes de transmisión están integradas por infraestructura en dos rangos de tensión: igual o mayor a 220 kV y menores a 220 kV pero mayor o igual a 69 kV.

• Ingreso requerido para la operación y expansión eficiente de la red de CFE.

• Tarifas tipo estampilla: Ingreso requerido se distribuye 70% a consumidores y 30% generadores en función de KWh.

• Se define una de reducción de costos para CFE de 1% anual, respecto a monto inercial.

• Ingreso y tarifas se ajusta con: ganancia de eficiencia, tipo de cambio inflación y nueva inversiones privadas.

12

Tarifas de Transmisión (pesos/KWh, 2016)

Nivel de tensión Generadores Consumidores

Tensión ≥ 220 kV 0.0499 0.0625Tensión < 220 kV y ≥69 kV 0.0904 0.01424

Ingreso requerido Transmisión (Millones de pesos)2016 2017 2018

44,687 44,777 45,025

Acuerdo A/045/2015

Tarifas de Distribución

• Tarifas aplicables primer periodo tarifario 2016-2018.

• Tarifas diferenciadas para 16 divisiones de distribución.

• Se determino ingreso eficiente requerido de operación y mantenimiento y capital para cada división.

• Se reconoce un valor máximo de 5% de pérdidas técnicas y 5% no técnicas.

• Se exige una reducción para cada zona que están por arriba de este umbral. Reducciones son de hasta 2.5% para técnicas y hasta 0.8% para no técnicas.

• Se aplica a las tarifas de distribución un coeficiente de 0.95, cuando son generadores conectados a las redes de distribución.

• Cargos se actualizan por inflación y otros factores claramente establecidos. 13

BAJA C

ALIFO

RNIA

BAJIO

CENTRO

OCCIDEN

TE

CENTRO

ORIENTE

CENTRO

SUR

GOLFO CE

NTRO

GOLFO NORTE

JALISC

O

NOROEST

ENORTE

ORIENTE

PENINSU

LAR

SURES

TE

VALLE

MEXICO

CENT

VALLE

MEXICO

NTE

VALLE

MEXICO

SUR

0.01.02.03.04.05.06.0

Ingreso requerido 2016 por división de distri-bución (miles de millones de pesos)

VAD MT VAD BT

BAJA C

ALIFO

RNIA

BAJIO

CENTRO

OCCIDEN

TE

CENTRO

ORIENTE

CENTRO

SUR

GOLFO CE

NTRO

GOLFO NORTE

JALISC

O

NOROEST

ENORTE

ORIENTE

PENINSU

LAR

SURES

TE

VALLE

MEXICO

CENT

VALLE

MEXICO

NTE

VALLE

MEXICO

SUR

00.20.40.60.8

11.21.41.6

Tarifas 2016 de baja tensión y pequeño con-sumo(*) (pesos/kWh)

Tarifa DB1 Tarifa DB2 Tarifa PDBT

Acuerdo A/074/2015

Doméstico Baja Tensión hasta 150

kWh-mes (DB1)

Doméstico Baja Tensión mayor a

150 kWh-mes (DB2)

Pequeña Demanda Baja Tensión hasta 25 kW-mes (PDBT)

(*) Estas tarifas se multiplican por factor de pérdidas

TOTAL (Miles de millones de

pesos)VAD Media

Tensión (MT) y Baja Tensión

(BT)97.45

Contenido:• Apartado 1. Disposiciones generales

• Apartado 2. Servicio Público Universal y Acc. Abierto

• Apartado 3. Disponibilidad, Continuidad y Calidad

– Artículo 18. Parámetros de desempeño de la Red Nacional de Transmisión

– Artículo 19. Evaluación de la Calidad y Continuidad de las Redes Generales de Distribución

• Apartado 4. Prestación de los Servicios

Determina los derechos y las obligaciones de los prestadores del Servicio y de los Usuarios.

Responsabilidad de operación de sus redes conforme a los instrucciones del Cenace.

Los Transportistas y Distribuidores están obligados a atender las necesidades de potencia reactiva requerida en sus redes.

Cumplir con los criterios de disponibilidad y continuidad del servicio especificados

RES/948/2015

Disposiciones del Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de Transmisión y las Redes

Generales de Distribución de Energía Eléctrica

Criterios de Confiabilidad, Calidad y Seguridad del SEN: Codigo de Red

Criterios y requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de la planeación, control operativo, acceso y uso de la infraestructura del SEN para garantizar la operación confiable, continua y segura del sistema.

• Disposiciones Generales• Alcance y Objetivo• Gestión, incumplimiento, sanciones• Disposiciones generales

• Manuales:• Planeación del sistema• Estados operativos del sistema• Control y operación de la generación del SEN• Coordinación Operativa• Requerimientos de interconexión generadores• Requerimientos de conexión de centros de carga

15RES/151/2016

Criterios Interconexión Centrales GeneradorasContenido

1. Alcance y aplicación2. Requerimientos ante variaciones de frecuencia3. Requerimientos ante variaciones de tensión4. Requerimientos de control de tensión y potencia reactiva5. Requerimientos de tensión en condiciones dinámicas o de falla6. Requerimientos generales de restauración de sistema7. Requerimientos de administración8. Requerimientos de calidad de la energía9. Monitoreo y conformidad

16

Ejemplo1. Alcance y aplicaciónClasificación de las Centrales Eléctricas

Áreas síncronas Central Eléctricatipo A Central Eléctrica tipo B Central Eléctrica tipo C Central Eléctrica

tipo D

SistemaInterconectado

NacionalP < 500 kW 500 kW < P < 10 MW 10 MW < P < 30 MW P > 30 MW

Sistema BajaCalifornia P < 500 kW 500 kW < P < 5 MW 5 MW < P < 20 MW P > 20 MW

Sistema BajaCalifornia Sur P < 500 kW 500 kW < P < 3 MW 3 MW < P < 10 MW P > 10 MW

SistemaInterconectado

MulegéP < 500 kW 500 kW < P < 1 MW 1 MW < P < 3 MW P > 3 MW

Ejemplo2. Requerimientos ante variaciones de frecuenciaRango de frecuencia, Centrales tipo A

Tiempos mínimos en los que una Central Eléctrica debe operar en frecuencias diferentes del valor nominal, sin desconectarse de la red.

Área síncrona Rango de frecuencias Tiempo mínimo de operación

Sistema Interconectado Nacional y Baja California

61.8 Hz ≤ f < 62.4 Hz 15 minutos

61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos

58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado

58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos

57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos

Sistema Baja California Sur y Pequeño Sistema Mulegé

61.8 Hz ≤ f < 63.0 Hz 15 minutos

61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos

58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado

58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos

57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos

Ejemplo3. Requerimientos ante variaciones de tensiónRango de tensión, Centrales tipo B, C y D

Área síncrona Rango de tensión del punto deinterconexión

Tiempo mínimo deoperación

Sistema Interconectado Nacional,Baja California, Baja California Sury Pequeño Sistema EléctricoMulegé

1.05 pu < V < 1.10 pu 30 minutos

0.95 pu < V < 1.05 pu Ilimitado

0.90 pu < V < 0.95 pu 30 minutos

Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas

Ejemplo4. Requerimientos de Control de Tensión y Potencia ReactivaCapacidad de potencia reactiva debajo de la potencia máxima, Centrales asincrónicas tipo C y D

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0.0

-0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7

Marco Exterior Fijo

Rango

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.857 0.894 0.928 0.958 0.981 0.995 1.000 0.995 0.981 0.958 0.928 0.894 0.857 0.819máxPQ

cos

máxPQ

puP

Funcionamiento en Subexcitación

Funcionamiento en Sobreexcitación

Marco Interior

Requerimiento Mínimo

33.0

máx

PQ

33.0

máx

PQ

Diagrama P-Q/Pmáx de una Central Eléctrica

Ejemplo5. Requerimientos de Control de Tensión en condiciones dinámicas o de falla, Centrales tipo D

Respuesta de la Central Eléctrica de tipo D ante condiciones dinámicas o de falla. El diagrama es ilustrativo y representa los límites de un perfil de tensión contra tiempo, expresado en por unidad antes, durante y después de una falla.

1.0

0.0 segt

puV

Zona A

Zona B

Zona B

PB1 PB2

PB3 PB4

PB6

PA1 PA2

PA3

0.9

1.1

PB5

0.250.20 0.45 0.70 1.50

¡Gracias!www.cre.gob.mx