EL MERCADO DE CORTO PLAZOCAPTULO 7

PROGRAMACIN DE LA OPERACIN DEL SEINProgramacin de la Operacin de Mediano Plazo (Anual)Programacin de la Operacin de Corto Plazo (Semanal)Programacin de la Operacin DiariaOperacin de Tiempo Real yReprogramacin Diaria Programa de obras de nuevas centrales.Manejo de embalses de regulacin anual.Mantenimiento mayor de las centrales.Programacin de centrales por energa.Programacin de centrales hidrulicas.Manejo de reservorios de regulacin diaria y/u horaria.Programacin de centrales Trmicas. Ajuste de la programacin semanal para cada da, con los datos actualizados.Ajuste de la programacin ante variaciones de demanda y/o indisponibilidades imprevistas

PROGRAMACIN DE LA OPERACIN DE CORTO PLAZO Demanda.Hidrologa (caudal). Disponibilidad de las centrales elctricas y la red elctrica.Programacin de entrada y salida de las centrales elctricas .Asignacin de cargas a los generadores.Costos marginales.MODELO DE CORTO PLAZOPrincipales- Potencia mximas y mnimas.Inflexibilidades - Tiempo mnimo de operacin.Operativas- Tiempo mnimo de rearranque.Se caracteriza por ser un problema de optimizacin no lineal de gran dimensin que posee variables continuas y variables binarias, y diversas restricciones.

REPRESENTACIN DE CCHH Pht = Qt *K Pht: Potencia hidraulica (MW) K : Constante de conversin energtica (MW*s/m3)Qt :Caudal hacia la central (m3/s)PhtQtQetPhtStQtVtConservacin de energa:Vt = Vt-1 + Qet Qt - StLmites de volumen:Vmin < Vt < VmaxLmites de PotenciaPhmin < Pht < PhmaxCentrales de PasadaCentrales con Regulacin Qe :Caudal de entrada. Vt :Volumen embalsado. St :Vertimento de la central. Qt :Caudal Turbinado.

REPRESENTACIN DE CCTTConsumo de Combustible:

CC(Pi,t) =

ut, : variable binaria, que nos da la presencia o no de la central (0: F/S, 1: E/S) A1,A2,B1,B2: parametros lineales.

Tiempo fuera de servicio de la central (h)Costo de arranque en froCosto de arranque en calienteCosto de Arranque Costo de Arranque y Parada ( CA)CA = costo mantenimiento + costo de baja eficiencia.

A2* Pi,t + B2 *ui,t Pm*ui,t < Pi,t < Pmax*ui,t A1* Pi,t + B1*ui,t Pmin*ui,t < Pi,t < Pm*ui,t Consumo de Combustible (galon/h)Potencia (MW)CC1 = A1*Pt + B1CC2 = A2*Pt + B2PminPmPmax

REPRESENTACIN DE LLTTEl flujo de la lnea:Pij = ij*(i - j)Lmite de Potencia-Pmax Pij Pmax

ij : Susceptancia de la lnea.i : Angulo de la barra i.ijPijijBarra iBarra jDiBarra iGHiGTiPkiPniBalance de potencia:GHi + GTi + jPji = Di

GHi : Generacin hidrulica de la barra i.GTi : Generacin trmica de la barra i.jPji: Sumatoria de flujos hacia la barra iDi : Demanda

RESERVA ROTANTELa consideracin de una potencia como reserva rotante nos permite tener un margen de seguridad en la programacin de corto plazo.Se asigna a las centrales hidrulicas de rpida respuesta.

Phi,t Phmaxi,t - Reserva

Phmaxi,t :Es la potencia mxima disponible de la unidad i en el tiempo t.Phi,t :Es la potencia generada por la central i en el tiempo t.Reserva:La potencia de reserva que se asigna.

MODELO DE CORTO PLAZOFuncin Objetivo:Min{CC(Pi,t)*Pci

+ CVNCi*Pi,t

+ CAi*yi,t

+ Chj*Phj,t

+ Cr*Prt}Costo de Combustible de unidad trmica i en tiempo t.Costo Variable no Combustible de unidad trmica i en el tiempo tCosto de Arranque de la unidad trmica i en el tiempo tCostos de la central hidraulica j en el tiempo tCosto de racionamiento en el tiempo t

MODELO DE CORTO PLAZORestricciones: Pht + Pt + Prt+ jPji,t = DiBalance de potencia Pij = ij*(i - j)Flujo de lnea-Pmax Pij PmaxLmite de potenciaVt = Vt-1 + Qt Pht/K StEcuacin de continuidadVmin < Vt < VmaxLmite de volumen (embalses) Phmin < Pht < PhmaxLmite de potencia hidrulicaPmin*ut < Pt < Pmax*utLmite de potencia trmicayt ut- ut-1Momento de arranqueut+ ut+1 + ..... + ut+tmin-1 Tmin *ytTiempo minimo de operacinrt ut-1- utMomento de parada ut+ ut+1 + ..... + ut+tmin-1 (1- rt)*TminTiempo minimo de rearranquePhmaxt - Pht ReservaAsignacin de reserva

EL CMg IDEALIZADODeterminado por el DU 049-2008Establece que el CMg de corto plazo se determinar sin restricciones de gas natural ni de transmisin.Las compensaciones derivadas de este DU sern cubiertas por los Usuarios (Demanda)

MERCADO DE CORTO PLAZO - SPOTMecanismo mediante el cual se hacen todas las transacciones entre los Generadores (Integrantes del COES).An no se han establecido las participaciones de la Demanda en este Mercado de Corto Plazo (no se publica el respectivo Reglamento)Se dan 2 mercados por separado:ENERGAPOTENCIA

ESTRUCTURA TIPICA DE UN MERCADO ELECTRICO DESREGULADO

MERCADO SPOT O MERCADO DE CORTO PLAZO Actual (LCE)SPOTG1G3G2GnD1D2D3Dn.UL1UL2UL3ULn.Lneas Punteadas: Contratos de Suministro

MERCADO SPOT O MERCADO DE CORTO PLAZO Futuro (Ley 28832)SPOTG1G3G2GnD1D2D3Dn.GU1GU2GU3GUn.Lneas Punteadas: Contratos de Suministro* Distribuidores solo para sus Usuarios Libres** Usuarios Libres menores a 10 MW se pueden agrupar como Gran Usuario

EL MERCADO DE ENERGAEn este mercado se vende lo que se produce (INYECCIN) y se compra (retira) los compromisos contractuales.

El saldo entre lo Inyectado menos lo Retirado, se transa en el MERCADO SPOT.

TRANSFERENCIA DE ENERGA = S INYECCIONES S RETIROS

El precio del MERCADO SPOT es determinado por el CMg por barra, el cual es igual a: CMg barra i = CMg Sta. Rosa x f nodal i

La valorizacin se realiza cada 15 minutos, entre todas las unidades y clientes del SEIN.

PRECIO SPOT O COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO ANEXO LCE ORIGINALCosto marginal de corto plazo: Costo en que se incurre para producir una unidad adicional de energa o alternativamente es el ahorro obtenido al dejar de producir una unidad de energa, considerando la demanda y el parque de generacin disponibleANEXO LCE ACTUALCosto marginal de corto plazo: Costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generacin-transporte. Este vara por barra o nodo.

POTENCIA FIRMEPotencia que puede suministrar cada unidad generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento (Indisponibilidades, horas de regulacin y probabilidad de excedencia)

a) POTENCIA FIRME U.TERMICA (PFT)PFT=PE x fd

PE : Potencia Efectivafd : Factor de disponibilidad = (1-factor de indisponibilidad)

EL MERCADO DE POTENCIA

b) POTENCIA FIRME HIDRAULICA (PFH)PFH=PG x fP

PG : Potencia Garantizadafp : Factor de presencia (1 o 0 disponibilidad de mitad de mes)

Potencia GarantizadaPG=PGR + PGCPPGR= EGR / NHR (Potencia garantizada por los reservorios con capacidad de regulacin horaria)EGR :Energa garantizada por los reservorios con capacidad de regulacin horaria para la probabilidad de excedencia dada (95%)NHR:Nmero de horas de regulacin (7 horas)PGCP= EGCPhr / NHT (Potencia garantizada como central de pasada)EGCPhr: Energa de pasada durante las horas de regulacin NHT: Nmero horas totales del perodo evaluacin

Caso N 1 CUENCA SIN NINGUN TIPO DE REGULACIONCentral HidroelctricaCuenca HidrolgicaCaudal Natural Afluente

DISTRIBUCION TIPICA ANUAL DE CAUDALESTimem3/s95% Probabilidad de ExcedenciaJunioNoviembreEnerga Garantizada (EG)Caudal de Diseode la C.H

ENERGIA Y POTENCIA GARANTIZADA SIN NINGUN TIPO DE REGULACIONPG = PGCP PGCPEG=EGCPHRHTEG =EGCPDel Grfico:PGCP = EGCP / HT

Reservorio Estacional Caso N 2 Central HidroelctricaCuenca HidrolgicaCaudal Natural AfluenteCUENCA CON RESERVORIO DE REGULACION ESTACIONAL SIN CAPACIDAD DE REGULACION HORARIA

DISTRIBUCION TIPICA ANUAL DE CAUDALESTimem3/s95% Probabilidad de ExcedenciaJunioNoviembreEnerga Garantizada como Central de PasadaEnerga almacenable en el Reservorio EstacionalCaudal de Diseode la C.H

ENERGIA Y POTENCIA GARANTIZADA CON RESERVORIO REGULACIN ESTACIONAL SIN CAPACIDAD DE REGULACION HORARIAEG = EGCP + EGREPGCPEGCPHTHRPG = PGCP + PGREEGREDel Grfico:PG = ( EGCP +EGRE ) / HTPGRE

Caso N 3 RESERVORIO DE REGULACION ESTACIONAL CON CAPACIDAD DE REGULACION HORARIACentral HidroelctricaCuenca HidrolgicaCaudal Natural AfluenteReservorio Estacional

DISTRIBUCION TIPICA ANUAL DE CAUDALESTimem3/s95% Probabilidad de ExcedenciaJunioNoviembreEnerga almacenable en el Reservorio EstacionalEnerga Garantizada como Central de PasadaCaudal de Diseode la CH

PGCPEGCPHTHRPGRE = EGRE/HREGREEG = EGCP + EGREEGCPHRHTPGCP = EGCP / HTPG = PGCP + PGRERESERVORIO DE REGULACION ESTACIONAL CON CAPACIDAD DE REGULACION HORARIA

TRANSFERENCIAS DE POTENCIAClculos mensuales y definitivos, salvo aquellos supuestos variables determinados posteriormente.VTP = IG + IA E IG = Ingreso Garantizado por potencia firmeIA = Ingreso Adicional por potencia generada en el sistemaE = Egreso por compra de potencia al sistema

a) INGRESO GARANTIZADO POR POTENCIA FIRMECriterios :.Mxima demanda mensual del sistema en horas de punta del mes y demanda coincidente en cada barra..Si Demanda Mxima mas Margen de Reserva es mayor que suma de Potencias Efectivas entonces Potencia Firme Remunerable es igual que la potencia firme..Considerar en el despacho econmico de potencia las restricciones de red.Incentivos a la disponibilidad (CVR).Margen de Reserva

PFR

DETERMINACION DE LA POTENCIA FIRME REMUNERABLE (PFR)

POTENCIAPOTENCIAPOTENCIAPOTENCIAPOTENCIAPOTENCIA

EFECTIVAEFECTIVAFIRMEDISPONIBLEDISPONIBLEFIRME

TODAS LASCOLOCADADESPACHADAREMUNERABLE

UNIDADES

(PE)(PF)(PD)(PDD)(PFR)

Unidades

no

consideradas

Margen de

ReservaPFCMargen de

Reserva

Orden ascend.Firme

por CVDMAX

DemandaDemandaPD=PF/FRFFlujo OptimoPFR=PDDxFRF

MximaMxima

Factor Reserva Firme

FRF = PFC/DMAX

Margen Reserva Firme

MRF=FRF-1

IGPF

DETERMINACION DEL INGRESO GARANTIZADO POR POTENCIA FIRME (IGPF)

INGRESO

IAPGS=IDPGSxfidADICIONALfid=factor de incentivo al despacho

POR POTENCIA

GENERADA

EGRESO PORINGRESOEN EL SISTEMA

COMPRA DEDISPONIBLE(IAPGS)

POTENCIA AL=PARA

SISTEMAPAGO ENTRE

GENERADORESINGRESO

(ECPS)(IDPGS)GARANTIZADO

POR POTENCIA

FIRME

IGPFS=IDPGS-IAPGSEN EL SISTEMA

(IGPFS)factor de

ajuste de

ingreso

PRECIO DEgarantizado

POTENCIA

EN(faig)

BARRAfaig=IGPFS/suma(IGP)INGRESO

sin peajesGARANTIZADO

(PPB)PRECIO DEPOR

POTENCIAIGPF=IGPxfaigPOTENCIA

PPG=PPBxfaigGARANTIZADOFIRME

factor de(IGPF)

ajuste deINGRESO

ingreso(PPG)GARANTIZADO

garantizadoPRELIMINAR

IGP=PPGxPFR

(faig=1)POTENCIA

FIRME(IGP)

REMUNERABLE

(PFR)

Hoja3

b) INGRESO ADICIONAL POR POTENCIA GENERADA Criterios : . Potencia despachada horaria de las unidades generadoras (PDH) . Factores de distribucin horaria del precio de potencia . Probabilidad de Prdida de la Demanda en cada hora. . Precio Horario de Potencia en cada barra (PHP) IA = PDH x PHP

c) EGRESO POR COMPRA DE POTENCIA Criterios : . Demanda Mxima Mensual . Demanda coincidente de los clientes atribuibles a cada generador . Factor de incentivo a la contratacin (fic) . Precio compra de potencia (PCP) = Precio de potencia en barra x (1-fic)Egreso = PCP x Demanda Clientes

COMPENSACIONES VIGENTES-Consumo de combust. en el arranque, parada y rampas de carga - descarga (PR-33).-Por Operacin a Mnima Carga (PR-33).-Por Pruebas Aleatorias (PR-25)-Por Regulacin Primaria de Frecuencia (PR-22).-Por Regulacin de Tensin (PR-11).-Aplicacin del DU-049-2008SERVICIOS COMPLEMENTARIOSINFLEXIBILIDADES OPERATIVASCASOS ESPECIALESEstas operaciones modifican la determinacin del Costo Marginal de Corto PlazoIMPORTANTE

Aplicacin del DU-049-2008Este se aplica desde el 01.01.09 hasta el 31.12.2013 todos los das (extendido por DU 079-2010)Se establece un CMg idealizado sin restricciones de gas ni restricciones de transmisin.Tambin se establece que la Demanda asume el costo financiero de los retiros sin contratos.

Aplicacin del DU 049-2008CVCMg IdealUnidades con Costos Variables Superiores100% DemandaComp = E*(CV Cmg ideal)Peaje de Conexin*(*) El monto recaudado se transfiere con prioridad a deudas de meses anterioresCompensacin

******************************