Análisis de los Elementos que Conformarán la Nueva Metodología de Asignación de Cargos por Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en México-Edición Única

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY

PRESENTE.-Por medio de la presente hago constar que soy autor y titular de la obra denominada ".

en los sucesivo LA OBRA, en virtud de lo cual autorizo a el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (EL INSTITUTO) para que efectúe la divulgación, publicación, comunicación pública, distribución, distribución pública y reproducción, así como la digitalización de la misma, con fines académicos o propios al objeto de EL INSTITUTO, dentro del círculo de la comunidad del Tecnológico de Monterrey.

El Instituto se compromete a respetar en todo momento mi autoría y a otorgarme el crédito correspondiente en todas las actividades mencionadas anteriormente de la obra.

De la misma manera, manifiesto que el contenido académico, literario, la edición y en general cualquier parte de LA OBRA son de mi entera responsabilidad, por lo que deslindo a EL INSTITUTO por cualquier violación a los derechos de autor y/o propiedad intelectual y/o cualquier responsabilidad relacionada con la OBRA que cometa el suscrito frente a terceros.

Análisis de los Elementos que Conformarán la Nueva

Metodología de Asignación de Cargos por Servicios de

Transmisión de Energía Eléctrica en México-Edición Única

Title Análisis de los Elementos que Conformarán la Nueva Metodología de Asignación de Cargos por Servicios de Transmisión de Energía Eléctrica en México-Edición Única

Authors Gabriel Eduardo Trejo Aké

Affiliation ITESM-Campus Monterrey

Issue Date 2008-05-01

Item type Tesis

Rights Open Access

Downloaded 19-Jan-2017 05:39:31

CAMPUS MONTERREY

ANÁLISIS DE LOS ELEMENTOS QUE CONFORMARÁN

LA NUEVA METODOLOGÍA DE ASIGNACIÓN DE

CARGOS POR SERVICIOS DE TRANSMISIÓN DE

ENERGÍA ELÉCTRICA EN MÉXICO.

TESIS QUE PARA OPTAR EL GRADO DE MAESTRO EN CIENCIAS DE LA INGENIERIA

PRESENTA

GABRIEL EDUARDO TREJO AKÉ

Asesor: DR. FEDERICO ÁNGEL VIRAMONTES BROWN Sinodales: DR. ARMANDO RAFAEL LLAMAS TERRÉS

M.C. JESÚS ANTONIO BAEZ MORENO

CAMPUS MONTERREY

DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA

Los miembros del comité de tesis recordamos que el presente proyecto de tesis presentado por el Ing. Gabriel Eduardo Trejo Aké sea aceptado como requisito parcial para obtener el grado académico de Maestro en Ciencias con especialidad en:

INGENIERÍA ENERGÉTICA

_______________________________ Dr. Armando Rafael Llamas Terrés

Sinodal

APROBADO:

_______________________________ Dr. Joaquín Acevedo Mascarúa Director de Investigación y Postgrado

Escuela de Ingeniería

_______________________________ M.C. Jesús Antonio Baez Moreno

Sinodal Comité de tesis:

_______________________________ Dr. Federico Ángel Viramontes Brown

Asesor

A mis padres, que me enseñaron el camino y me dieron la libertad y las herramientas para

recorrerlo por mí mismo.

Al Dr. Federico Viramontes, que me trató como un amigo y siempre se ha preocupado por ser un

profesor admirable.

Al Dr. Armando Llamas, por incluirme en las actividades del Centro de Estudios de Energía, dándome valiosísimas experiencias en el campo de

TABLA DE CONTENIDO

AGRADECIMIENTOS ... 3

TABLA DE CONTENIDO... 4

LISTA DE FIGURAS... 6

LISTA DE TABLAS ... 7

LISTA DE ACRÓNIMOS... 8

RESUMEN ... 11

CAPÍTULO 1 MARCO TEÓRICO Y ANTECEDENTES... 12

1.1 SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN NUESTRO PAÍS.... 12

1.2 NIVELES DE APERTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS ... 13

1.2.1 Sistema verticalmente integrado ... 14

1.2.2 Modelo de comprador único ... 15

1.2.3 Competencia mayorista... 16

1.2.4 Competencia minorista ... 17

1.3 MERCADO INTERNO DE CFE ... 18

1.3.1 Finalidad del mercado interno ... 18

1.3.2 Principales participantes del mercado... 19

1.3.3 La organización del Mercado Interno ... 19

1.3.4 El operador del sistema eléctrico y del Mercado Interno ... 20

1.3.5 El mercado de un día en adelanto ... 20

1.3.6 El mercado de balance ... 21

1.3.7 Cargo por porteo de energía... 22

1.3.8 Propiedades del mercado interno de CFE... 22

1.4 PORTEO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 23

1.5 MÉTODO DE LA ESTAMPILLA... 24

1.6 HABILIDAD DE TRASLADO DISPONIBLE ... 25

1.7 PRECIOS MARGINALES LOCALES... 25

CAPÍTULO 2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. ... 30

2.1 SITUACIÓN ACTUAL... 30

2.2 PROBLEMÁTICA EN EL SERVICIO DE PORTEO... 31

2.3 POSIBLE SITUACIÓN FUTURA... 31

2.4 OBJETIVOS DE ESTE TRABAJO ... 32

CAPÍTULO 3 METODOLOGÍA ACTUAL DE PORTEO EN MÉXICO. ... 33

3.1 METODOLOGÍA PARA TENSIONES IGUALES O MAYORES A 69 KV . 34 3.1.1 Costo fijo por uso de la red ... 34

3.1.3 Costo fijo por administración del convenio ... 38

3.1.4 Costo mínimo por servicios de transmisión solicitados... 38

3.1.5 Herramienta de costeo de la CRE ... 41

3.2 METODOLOGÍA PARA TENSIONES MENORES A 69 KV... 46

3.3 CONCLUSIONES A CERCA DE LA METODOLOGÍA VIGENTE PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE PORTEO. ... 49

CAPÍTULO 4 SERVICIO DE PORTEO EN UN MERCADO COMPETITIVO DE ENERGÍA. ... 51

4.1 SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LOS ESTADOS UNIDOS DE AMÉRICA ... 51

4.2 SISTEMA PJM ... 53

4.3 PJM OASIS... 58

4.4 SERVICIOS DE TRANSMISIÓN EN PJM ... 59

4.4.1 Servicio de transmisión tipo integración de la red... 60

4.4.2 Servicio de transmisión de punto a punto ... 63

4.4.3 Conclusiones a cerca de los servicios de transmisión en PJM... 66

4.5 DERECHOS FINANCIEROS DE TRANSMISIÓN, FTRS... 68

CAPÍTULO 5 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL CONTRA LA METODOLOGÍA DE PJM. ... 72

5.1 COSTO DEL SISTEMA EXISTENTE ... 72

5.2 COSTO POR REFORZAMIENTO DE LA RED ... 74

5.3 COSTO DE OPORTUNIDAD PERDIDA... 75

5.4 COSTOS OPERATIVOS ... 77

5.5 OTROS COSTOS ... 78

5.5.1 Costo de administración... 78

5.5.2 Costo por el uso del sistema de distribución... 78

5.5.3 Costo del estudio de factibilidad y de impacto ... 79

5.6 REVISIÓN DE LAS DIFERENCIAS ENCONTRADAS ENTRE AMBAS METODOLOGÍAS... 80

CAPÍTULO 6 PROPUESTA DE UNA NUEVA METODOLOGÍA MEXICANA DE PORTEO. ... 86

6.1 ELEMENTOS PRINCIPALES DE LA PROPUESTA PARA LA NUEVA METODOLOGÍA DE PORTEO ... 88

CAPÍTULO 7 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS. ... 90

7.1 CONCLUSIONES ... 93

7.2 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS... 94

LISTA DE FIGURAS

Fig. 1. 1 Sistema verticalmente integrado... 15

Fig. 1. 2 Modelo de comprador único... 16

Fig. 1. 3 Modelo de un sistema de tipo mercado mayorista ... 17

Fig. 1. 4 Mercado eléctrico ... 18

Fig. 1. 5 Analogía del porteo de electricidad con el transporte de productos manufacturados. ... 24

Fig. 1. 6 Sistema eléctrico funcionando con despacho económico y sin congestiones. LMPs iguales. ... 27

Fig. 1. 7 Sistema eléctrico con línea trabajando a su límite térmico. LMPs diferentes.. 28

Fig. 1. 8 Valores promedio de los LMP para el 2007 en el mercado de PJM Interconnection. Tomado del “2007 State of the Market Report” de PJM... 29

Fig. 3. 1 Diagrama que representa la metodología actual de porteo para tensiones iguales o mayores a 69 kV ... 40

Fig. 3. 2 Página inicial de la herramienta de costeo... 42

Fig. 3. 3 Solicitud de registro para tener acceso al portal ... 43

Fig. 3. 4 Página electrónica para acceder a la herramienta de la CRE ... 44

Fig. 3. 5 Parte del sistema para especificar los datos de entrada del servicio deseado... 45

Fig. 4. 1 Capacidades promedio del sistema PJM en el período de enero-mayo en el año de 2007... 55

Fig. 4. 2 Demandas promedio para un día en PJM. Se puede ver que para el 2006 la demanda pronosticada fue en general un poco menor al consumo real de energía. Tomado del “2006 State of the Market Report” de PJM. ... 56

Fig. 4. 3 Demandas promedio real y pronosticada en el 2007. Tomado del “2007 State of the Market Report”. ... 57

Fig. 4. 4 FTR a favor de la congestión... 69

Fig. 4. 5 FTR en contra de la congestión. ... 70

LISTA DE TABLAS

Tabla 4. 1 Muestra de las tarifas aplicadas para el servicio de transmisión tipo

integración de la red para el año del 2007. ... 61 Tabla 4. 2 Muestra de algunas tarifas del servicio de transmisión de punto a punto firme. Los cargos se encuentran en US$/kW. ... 65 Tabla 4. 3 Muestra de algunas tarifas del servicio de transmisión de punto a punto no firme. Los cargos se encuentran en US$/kW a excepción de los cargos horarios que se encuentran en US$/MWh... 66 Tabla 4. 4 Diferentes nombres utilizados para denominar a los derechos financieros de transmisión... 68

LISTA DE ACRÓNIMOS

ATC Del inglés “Available Transfer Capability”, significa “habilidad de transferencia disponible”. Se utiliza para medir la disponibilidad de la red de transmisión de incluir un servicio de porteo.

CAC Costo fijo por Administración del Convenio. Es un costo fijo que integra la tarifa de porteo en la metodología mexicana.

CENACE Centro Nacional de Control de Energía. Es la entidad de la CFE que se encarga de despachar y controlar el SEN.

CFE Comisión Federal de Electricidad

CFUR Costo Fijo por Uso de la Red. Es un costo fijo que integra la tarifa de porteo en la metodología mexicana.

CMCgen Costo Mensual de Capacidad de generación. En la metodología mexicana un costo asociado a las pérdidas de potencia debido al servicio de porteo solicitado.

CMCtransva Costo Mensual de Capacidad en transmisión. En la metodología mexicana un costo asociado a las pérdidas de potencia debido al servicio de porteo solicitado.

CMIN Costo MINimo. Menor costo en que se puede incurrir debido al servicio de porteo en la metodología mexicana.

CRE Comisión Reguladora de Energía.

CT Costo Total por uso de la infraestructura del sistema de transmisión. En la metodología mexicana es el costo incremental total de largo plazo de la red en nivel de transmisión y sub-transmisión.

CVUR Costo Variable por uso de la Red. Es un costo variable que integra la tarifa de porteo en la metodología mexicana.

ETPR Se utiliza para denominar a la cantidad de energía porteada de kWh que se mide en los puntos de carga en niveles de tensión iguales o mayores a 69 kV. Esta cantidad se utiliza para calcular el CMIN.

FERC Del inglés “Federal Energy Regulatory Commission”, significa “Comisión federal reguladora de energía”. Este organismo se encarga de regular las actividades relacionadas con el manejo de la electricidad, gas natural, petróleo y energía hidráulica en los Estados Unidos de América.

FTR Del inglés “Financial Transmission Rights”, significa “Derechos financieros de transmisión”. Son una especie de coberturas útiles para amortiguar las variaciones de los LMP debido a las congestiones del sistema.

ISO Del inglés “Independent System Operator”, significa “Operador independiente del sistema”. Es una organización no lucrativa que tiene como función principal operar y despachar un mercado eléctrico competitivo y se encuentra conformado bajo ciertas condiciones de la FERC.

LMP Del ingles “Located Marginal Price”, significa “precio marginal localizado” o local. Se determina en función del costo incremental de generación, las pérdidas por transmisión y las congestiones del sistema.

LSE Del inglés “Load Serving Entities”, significa “Entidades sirviendo cargas”. Son participantes de un mercado que compran grandes volúmenes de energía en un mercado mayorista y alimentan cargas asignadas dentro de su área.

LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica.

LyFC Luz y Fuerza del Centro.

NERC Del inglés “North American Electric Reliability Corporation”, significa “Corporación norteamericana de confiabilidad eléctrica”. Es una organización que desarrolla estándares, realiza auditorias, provee capacitación, etc., para mejorar la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico en los Estados Unidos y Canadá.

NSPLC Del inglés “Network Service Peak Load Contribution”, denota el valor en MW de la contribución a la demanda máxima de una zona que tiene un usuario del servicio de porteo de integración de la red.

en línea para socios de PJM que desean contratar un servicio de porteo de punto a punto.

OATT Del inglés “Open Access Transmission Tariff”, significa “Tarifa de transmisión de libre acceso”. Es un acuerdo que firman aquellos usuarios de algún servicio de transmisión en el que se explican las obligaciones y derechos de las dos partes: el suministrador del servicio y el usuario.

PJM Del inglés “Pennsylvania, New Jersey, Maryland”. Es uno de los mercados de energía más exitosos del mundo y se encuentra en el noreste de los Estados Unidos, principalmente en los estados de Pennsylvania, New Jersey y Maryland.

RTO Del inglés “Regional Transmission Operator”, significa “Operador de la transmisión regional”. Es un organismo dentro de un mercado de energía que se encarga de operar el sistema. Posee autoridad operativa y provee libre acceso al servicio de transmisión mediante el sistema OASIS. Las características y funciones de los RTO se definen bajo la orden No. 2000 de la FERC.

RESUMEN

El presente trabajo es un análisis de los conceptos y elementos mas relevantes que posiblemente conformarán la nueva metodología mexicana para determinación de los cargos por servicios de transmisión de energía eléctrica.

En el primer capítulo se tratan temas que serán la base teórica mínima para entender el contenido del trabajo, pasando por la descripción general de los diseños de sistemas eléctricos que sirve para entender el contexto de las metodologías analizadas en los capítulos siguientes. Se habla de un mercado competitivo interno de la Comisión Federal de Electricidad, del servicio de transmisión de energía eléctrica o porteo de electricidad, entre otros conceptos interesantes.

En el capítulo 2, se define la situación actual del país en materia de electricidad que nos ubica mejor para entender los problemas existentes en el servicio de porteo. Se describe una posible situación futura y los objetivos del estudio realizado.

En el capítulo 3 se habla de la metodología actual de porteo en México, que se basa en el método conocido como MW-Milla, de manera no muy detallada pues ya existen trabajos al respecto que se ocupan de esta metodología de manera un poco más minuciosa. Posteriormente, en el capítulo 4, del mismo modo se describe la manera en como se cubren los gastos por concepto de transmisión de energía en el mercado de energía de la Interconexión PJM, así como de otros gastos asociados, pasando por una descripción del mercado de energía en los Estados Unidos de América y en especial de la Interconexión PJM.

El capítulo 5 es una comparación entre los métodos de recuperar los costos de porteo en el sistema mexicano y el sistema eléctrico del mercado PJM, al final incluye un caso de estudio basado en costos reales obtenidos durante la investigación.

Posteriormente, en el capítulo 6 se mencionan las características más sobresalientes de una propuesta de una nueva metodología de asignación de cargos de porteo que sustituirá a la actual y está inspirada en el modelo PJM. Se mencionan algunos otros cambios que podrían ser necesarios.

CAPÍTULO 1

MARCO TEÓRICO Y ANTECEDENTES.

1.1 SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN NUESTRO PAÍS

Con la nacionalización del sector eléctrico en el año de 1960 se estableció constitucionalmente el derecho exclusivo del Estado Mexicano para generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer la energía eléctrica para la prestación del servicio público en todo el país.

Los planteamientos constitucionales se encuentran en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos; específicamente en el artículo 27 se establece que “corresponde exclusivamente a la nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la nación aprovechará los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines”. En cuanto al artículo 28, este expresa que “no constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las áreas estratégicas a las que se refiere este precepto”.

En 1983, se reformó la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), para incluir los esquemas de autoabastecimiento, con el propósito de permitir la cogeneración y generación de energía destinada exclusivamente a emergencias derivadas de interrupciones en el servicio de la energía eléctrica. Posteriormente en 1992 siendo Presidente de la Republica, el Dr. Carlos Salinas de Gortari, se efectuaron nuevas reformas a la LSPEE para permitir la inversión privada en la generación de energía eléctrica para su venta exclusiva a la CFE. Esto abrió la posibilidad de que los particulares generen electricidad bajo la modalidad de productores independientes de energía [1]. Con estas reformas, además:

• Se perfeccionaron las figuras de autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción y producción independiente como formas de generación que no constituyen servicio público.

• Se amplió el concepto de autoabastecimiento, para incluir a sociedades que tengan por objeto la generación de energía eléctrica para la satisfacción de los requerimientos de sus socios.

• Se estableció el principio de minimización de costos de corto y largo plazo como objetivo para las operaciones que realiza la CFE, para lo cual las necesidades de crecimiento o de sustitución de la capacidad de generación del sistema eléctrico nacional deben someterse a un procedimiento de licitación.

En la práctica, la compañía autoabastecedora es una sociedad en que la empresa que genera la electricidad generalmente representa por completo a la sociedad y por lo tanto se le conoce como permisionario, los centros de consumo son los socios, y la Comisión Federal de Electricidad y la Compañía de Luz y Fuerza del Centro son los suministradores. Con el apoyo de los suministradores, en las sociedades de autoabastecimiento, el permisionario proporciona energía eléctrica a los centros de consumo con contratos bilaterales.

Aunque el monopolio del suministrador se conserva para la prestación del servicio público, la LSPEE actualmente permite la participación de particulares en la generación e importación de energía eléctrica. Estas reformas han sido un primer paso para propiciar la inversión privada en generación de energía eléctrica.

1.2 NIVELES DE APERTURA DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS

Desde hace poco mas de veinte años, muchos países han enfrentado en forma exitosa los retos en el desarrollo de su industria eléctrica iniciando procesos de reestructuración en este sector. Cada país presenta condiciones diferentes, en ese sentido los modelos de organización industrial que han adoptado al reformar estructuralmente el sector eléctrico varía de un país a otro; sin embargo, se distinguen en todos ellos una o mas de las siguientes características comunes:

• La separación vertical y horizontal de las actividades de la industria eléctrica.

• Introducción de competencia en la generación y comercialización, con regulación económica en transmisión y distribución.

• La creación de un mercado eléctrico de corto plazo.

• La posibilidad de que los generadores puedan contratar directamente con los distribuidores y grandes usuarios en condiciones competitivas, utilizando las redes de transmisión y distribución.

• El fortalecimiento y autonomía de los órganos reguladores.

Algunos modelos que se han propuesto para englobar las diferentes organizaciones de los sistemas eléctricos adoptadas hasta ahora, separan a esta industria en cinco funciones o actividades básicas para posteriormente describir modelos de apertura por medio de las relaciones entre estas funciones básicas así como también se puede indicar quién desempeña dichas actividades [2]. Estas cinco actividades básicas son:

1. Generación 2. Transmisión

3. Operación del sistema 4. Distribución

5. Comercialización

De esta clasificación, la transmisión, la operación del sistema y la distribución son monopolios naturales y por lo tanto no son susceptibles para introducir competencia en ellas, es decir, son funciones que necesariamente deben estar reguladas para permitir el acceso libre de todos los agentes. Sin embargo, en las áreas de generación y comercialización se pueden construir mercados eficientes debido en parte a los avances tecnológicos.

Con el objetivo de introducir competencia, seguridad en el abasto eléctrico, inversiones para el crecimiento de la generación y de la transmisión, un factor clave es el balance entre regulación y competencia entre las cinco funciones básicas. En la práctica se han observado diferentes esquemas básicos de apertura en la industria eléctrica, algunos de estos son:

• Sistema verticalmente integrado

• Modelo de comprador único

• Competencia mayorista

• Competencia minorista

1.2.1 Sistema verticalmente integrado

Suministrador

Generación

Transmisión

Control

Distribución

Ventas

Usuario final

Fig. 1. 1 Sistema verticalmente integrado.

La eficiencia de este modelo depende en el proceso de planeación e inversión de la empresa que normalmente se hace en conjunto con un ente regulador quien aprueba o descarta las acciones a realizar.

La principal ventaja de este modelo es que el riesgo financiero para la empresa es mínimo, pero de lado opuesto tiene la desventaja de que en la práctica no otorga incentivos reales a cambio de una operación eficiente en todos los niveles del sistema.

1.2.2 Modelo de comprador único

Suministrador Comprador

Generación Propia

Transmisión

Control

Distribución

Ventas

Usuario final Productores

independientes

Fig. 1. 2 Modelo de comprador único

Una de las ventajas de este esquema es que generalmente los PIE cuentan con tecnologías más eficientes que se sujetan a las reglas de despacho del sistema, sin embargo, la competencia se limita a un nivel mayorista. El modelo mexicano se basa en este esquema actualmente teniendo como ente regulador a la CRE.

1.2.3 Competencia mayorista

Mercado mayorista

Transmisión y

Control

Consumidor

grande Consumidor Consumidor Consumidor

Fig. 1. 3 Modelo de un sistema de tipo mercado mayorista

Bajo este modelo las empresas distribuidoras pueden ofrecer tarifas eléctricas mas bajas a los clientes grandes y un poco mas elevadas a los clientes pequeños para que por medio de este subsidio cruzado los clientes grandes tengan el incentivo de ser clientes regulados cuando su tarifa sea menor que la del mercado libre y comprar en el mercado cuando la tarifa regulada sea mayor.

Otro tema relevante es el tipo de transacciones permitidas entre empresas distribuidoras y generadoras. Las empresas distribuidoras deben contratar parte de su energía para poder reducir en lo posible el poder de mercado en las transacciones del mercado en tiempo real; pero las empresas de distribución deben comprar la energía al menor precio posible lo cual no necesariamente está alineado con sus incentivos debido a la necesidad de realizar esfuerzos pudiendo trasladar los precios a los consumidores o porque posee algún nivel de integración vertical con las empresas generadoras.

1.2.4 Competencia minorista

Mercado mayorista

Transmisión Control

Consumidor

grande _{Consumidor Consumidor Consumidor} Ventas

directas

Mercado minorista

Consumidor Distribución

Comercializadores

Fig. 1. 4 Mercado eléctrico

En un mercado eléctrico se requieren una serie de acuerdos, servicios técnicos y financieros, mediciones minuciosas, coberturas, formas de pago, etc. La implementación de un mercado suele darse gradualmente a lo largo de muchos años debido a las diversas complejidades que implica.

1.3 MERCADO INTERNO DE CFE

Desde julio de 1997, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha creado un mercado competitivo virtual de electricidad, denominado Mercado Interno. La primera versión del mercado operó hasta diciembre 31 del año 2000, y la segunda inició operaciones a partir de septiembre del 2000. Los procesos del Mercado Interno se ejecutan diariamente en el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) con modelos y sistemas desarrollados para tal fin, y en él intervienen todos los segmentos sustantivos de la industria: las divisiones de generación, distribución y transmisión. En lo siguiente se describirá esta segunda versión del modelo de Mercado Interno mencionada [3].

1.3.1 Finalidad del mercado interno

haber cambios legislativos en el mediano plazo para introducir competencia en un mercado abierto. Específicamente dichos objetivos son:

1. Establecer un marco de referencia, con criterios de mercados competitivos, que permita medir el desempeño económico de las divisiones de generación y distribución de la CFE, y evaluar inversiones necesarias para la expansión del sistema.

2. Desarrollar y probar los modelos y sistemas necesarios para establecer los precios internos de la energía y asignar los cargos y bonificaciones entre las divisiones de generación y distribución.

3. Determinar y asignar los cargos internos por uso de la transmisión y otros costos comunes entre los participantes del mercado.

4. Evaluar un conjunto de reglas de mercado específicas, adecuadas para las condiciones del sector eléctrico mexicano, que sirvan de referencia para el diseño de un mercado abierto.

5. Desarrollar las habilidades que permitirían a la CFE competir con éxito en un entorno competitivo.

6. Crear una historia estadística de los precios del mercado virtual que, de llevarse al cabo el cambio legislativo correspondiente, sirva de referencia para incentivar tanto la venta de excedentes de las sociedades de autoconsumo, como la entrada de nueva capacidad de generación financiada por empresas privadas.

1.3.2 Principales participantes del mercado

Los participantes del Mercado Interno se clasifican en productores, consumidores, proveedores de servicios de transmisión, y un operador del sistema y el mercado. Para los propósitos de la definición de precios de energía en la simulación del Mercado Interno, además de las divisiones de generación, transmisión y distribución de la CFE, se considera también a los agentes virtuales que representan a entidades externas a la CFE, como es el caso de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), así como las sociedades de autoabastecimiento que venden sus excedentes a la CFE o que utilizan los servicios de la red de transmisión de ésta para alimentar a sus cargas; y se toma en cuenta también a los productores y consumidores que desde el extranjero exportan o importan energía respectivamente.

1.3.3 La organización del Mercado Interno

Los productores reciben una retribución virtual por la venta de capacidad, energía y servicios conexos. Los consumidores reciben cargos virtuales por capacidad, energía, servicios conexos, servicios de transmisión y costos de administración del operador del mercado y del sistema eléctrico. Los precios de la energía se determinan para cada nodo de la red de transmisión y subtransmisión en términos horarios y corresponden con los costos marginales de corto plazo. Los precios de la capacidad corresponden al costo incremental de expansión de la capacidad de generación y su pago se concentra en las horas de demanda pico y media, según su definición en las tarifas vigentes. Por diseño, el precio de la capacidad así determinado es suficiente para que en el mercado interno los ingresos virtuales, correspondientes a las centrales generadoras consideradas en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), logren recuperar sus costos fijos y variables. Los precios marginales locales de la energía eléctrica registrados se pueden consultar en la página de la Comisión Federal de Electricidad en la dirección de Internet:

http://www.cfe.gob.mx/aplicaciones/otros/costostotales/consultaarchivobalance.aspx

El mercado interno establece compromisos de producción y consumo con un día de adelanto como se verá mas adelante en el tema del mercado de un día en adelanto. También reconoce, a través de medición, la producción y el consumo que realmente tiene lugar hora con hora el cuál es parte central del mercado de balance como se verá más adelante.

1.3.4 El operador del sistema eléctrico y del Mercado Interno

El CENACE realiza la función de operador del mercado de energía. También, de conformidad con las leyes y reglamentos vigentes, es el responsable de la operación del sistema eléctrico.

A nombre de los participantes consumidores, el operador del mercado compra a los productores la energía y capacidad necesarias para satisfacer la demanda. También es responsable de procurar los servicios conexos y de transmisión requeridos para la operación del sistema eléctrico, y de remunerar y recuperar el costo de los mismos.

Como operador del sistema eléctrico, el CENACE también es responsable de definir y aplicar los criterios de confiabilidad y seguridad, coordinar la entrada y salida de operación de los elementos de la red de transmisión, determinar los servicios conexos necesarios para la operación del sistema eléctrico, y emitir las instrucciones de despacho necesarias para mantener en todo momento el balance entre oferta y demanda, operando el sistema eléctrico dentro de las capacidades establecidas para sus instalaciones.

1.3.5 El mercado de un día en adelanto

de energía por parte de los consumidores, determinar los precios de la energía, y calcular las correspondientes retribuciones a productores y cargos a consumidores.

El programa de operación de las unidades generadoras se realiza con un algoritmo de Asignación de Unidades y de Coordinación Hidrotérmica de Corto Plazo, bajo el criterio de minimización de los costos variables de producción, en el que se consideran las restricciones de reserva rodante, de transmisión al nivel interregional y de seguridad operativa; se respetan las restricciones físicas y operativas de las unidades generadoras, y se utilizan los recursos disponibles de generación hidroeléctrica. El periodo de programación de compromisos de producción abarca de uno a siete días, en términos horarios, pero sólo se consideran vinculatorios los correspondientes a las 24 horas del día siguiente.

Mientras las divisiones de distribución desarrollan las habilidades y sistemas para realizar su propio pronóstico de consumo, el CENACE será el responsable de integrar el pronóstico de la demanda. Para los propósitos del mercado interno, el pronóstico de la demanda se considera como el agregado de las solicitudes de compra de energía de los consumidores participantes. Los compromisos de compra de energía horaria, específicos para cada división de distribución, los determina el operador del mercado con base en factores de distribución de la carga. Los productores pueden ofertar diariamente su capacidad de generación.

1.3.6 El mercado de balance

Los procesos del mercado de balance tienen por objetivos registrar las mediciones de la producción y el consumo reales, determinar los precios spot de la energía, y calcular las retribuciones a los productores y los cargos a consumidores.

En el mercado de balance las retribuciones a generadores se calculan con base en las diferencias entre la producción real y los correspondientes compromisos establecidos en el mercado del día anterior. El CENACE es responsable de actualizar el programa de generación y de ejecutar el despacho de la misma para mantener el balance entre la oferta y la demanda. La actualización del programa de generación es necesaria para adecuarlo a las condiciones operativas reales, que por razones de salidas forzadas de generadores o elementos de transmisión, así como errores de pronóstico de la demanda pudieran ser diferentes a las previstas en el predespacho del día anterior. El criterio que rige la ejecución del despacho es el de mínimo costo variable de producción, sujeto a las restricciones de transmisión y de seguridad operativa.

despacho también estarán dirigidas a los consumidores con carga interrumpible para que reduzcan su consumo. Para los propósitos del mercado, mientras no exista una instrucción de despacho que justifique la diferencia entre la generación real de un productor y la generación comprometida con un día de adelanto se atribuirá la causa de la diferencia al productor, y éste asumirá el riesgo de precio de energía en el mercado de balance.

1.3.7 Cargo por porteo de energía

En el diseño del mercado interno los proveedores del servicio de transmisión reciben una retribución virtual igual al monto total autorizado para cubrir su presupuesto de gastos de inversión, operación y mantenimiento.

Una parte de los ingresos necesarios para pagar estos montos proviene de la estructura de precios de energía y la otra de un cargo por uso de la transmisión. La primera parte la pagan los consumidores en forma indirecta. Esto se debe a que las pérdidas por transmisión y los congestionamientos en la red hacen que normalmente los precios de la energía sean más altos en los nodos de consumo que en los nodos de generación. La diferencia entre los cargos que reciben los consumidores por la energía que consumen y los pagos que reciben los productores por la energía que generan se utiliza para pagar la transmisión. Como esta cantidad es insuficiente para cubrir el monto total autorizado a los proveedores del servicio de transmisión, el faltante se colecta con un cargo mensual que se aplica a cada participante consumidor en proporción a su demanda medida en la hora de mayor demanda que se registre en cada mes.

1.3.8 Propiedades del mercado interno de CFE

Por su diseño, el mercado interno exhibe las siguientes propiedades:

a) Volatilidad de precios de energía. La variación de los precios a lo largo del día depende de la relación entre la oferta y la demanda, pero los precios nunca excederán el valor del costo variable de producción de la oferta más cara, más un incremento por efecto de las pérdidas de transmisión.

c) Eficiencia económica. El criterio de menor costo variable de producción, utilizado en el predespacho y en el despacho de balance, promueve la eficiencia económica de corto plazo.

d) Flexibilidad del diseño. El diseño del mercado interno puede fácilmente adecuarse para dar lugar a variantes atractivas, como es la de un mercado de excedentes en el cual no se administra un pago de capacidad sino que todo comercializador de energía está obligado a contratar por su cuenta la capacidad suficiente para cubrir su propia demanda agregada más un requisito de reserva.

A raíz de este Mercado Interno se ha generado un registro histórico de los resultados que ha permitido el análisis minucioso del desempeño del mercado desde su inicio a la fecha. Es importante mencionar que los precios nodales de energía obtenidos en el mercado de un día en adelanto y del mercado de balance están disponibles en la página electrónica de CFE conformando así un valioso banco de datos.

1.4 PORTEO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Fig. 1. 5 Analogía del porteo de electricidad con el transporte de productos manufacturados.

En pocas palabras, el transporte es un servicio necesario desde que un producto no se consume en el mismo lugar que produce, incluida la energía eléctrica. El transporte no es gratis.

Debido a que la potencia eléctrica es un torrente que fluye por donde encuentra menor resistencia, no es posible conducirla con seguridad por un camino deseado, razón por la cual se han propuesto diversos métodos de estimar el valor económico de este servicio basándose en el uso de la red, de la demanda máxima e incluso de estimar de manera aproximada el camino que esta energía podría recorrer. La mayoría de métodos de asignar costos de porteo son adecuaciones de uno de 3 métodos básicos [4]:

1) El método de la estampilla

2) El método de la trayectoria acordada 3) El método del MW-Milla

El método elegido, en todo caso, debe cubrir el costo de las actividades de operación, mantenimiento, pérdidas óhmicas, inversión y expansión. También es muy recomendable que sea simple, transparente, y que promueva la operación eficiente del mercado [5].

1.5 MÉTODO DE LA ESTAMPILLA

promedio que toma en cuenta todos los costos que debe cubrir el servicio y se cobra a cada usuario en base a la demanda pico de la red ya que es natural que los sistemas se diseñen de acuerdo a las condiciones de demanda máxima posible.

Para este método no importa que tan cerca o alejada se encuentre la carga alimentada del centro de generación, ya que se considera que la energía producida en un punto se consume en los alrededores del mismo modo que la carga se alimenta de la red obedeciendo únicamente a los voltajes en cada nodo del sistema.

La principal ventaja del método es su sencillez, sin embargo no da indicios sobre como planear el crecimiento del sistema de transmisión.

1.6 HABILIDAD DE TRASLADO DISPONIBLE

También llamado en este documento ATC por su origen en la lengua inglesa Available Transfer Capability, que es una habilidad del sistema para mover potencia de un punto hacia otro y se mide en términos de potencia. Aquí queda implícito que el ATC es válido únicamente para un punto de inyección y uno de carga es decir, para una trayectoria y un sentido únicamente [6].

Es importante hacer la distinción entre capacidad de transmisión y habilidad de traslado, ya que la primera se refiere a los límites técnicos de cada equipo en general. Todo equipo eléctrico tiene una capacidad de funcionamiento máximo medido en potencia, y en general podríamos decir que una trayectoria de transmisión formada por una cadena de equipos tiene una capacidad igual a la del elemento de menor capacidad [2].

Por otro lado, dependiendo de los niveles de voltaje, límites térmicos de las líneas, flujos de energía, estabilidad y condiciones del sistema, la habilidad de traslado del sistema puede ser considerablemente mayor o menor que la capacidad de las líneas. Por ejemplo, supongamos que entre 2 nodos existe una línea con una capacidad de 500 MW, y se tiene un flujo de A a B de 300 MW, entonces la capacidad restante de la línea es de 200 MW que sería el ATC de A a B, sin embargo la habilidad de traslado disponible de B a A es en este caso de 800 MW.

Calcular el ATC no es tan sencillo como en el ejemplo, pues se tienen que tomar en cuenta los compromisos existentes de transmisión, márgenes de confiabilidad de transmisión y márgenes de beneficio de capacidad de acuerdo a lo establecido por la NERC entre otras cosas. El ATC es calculado para un intervalo de tiempo en específico.

1.7 PRECIOS MARGINALES LOCALES

límites de transmisión. Se les nombra como LMP por sus siglas en ingles de Located Marginal Price.

Los LMP se componen de 3 elementos básicos para su cálculo:

⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ + ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ + ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ = Pérdidas de Marginal Costo Congestión por Costo Generación de Marginal Costo LMP

En un sistema de potencia, los LMP pueden ser diferentes para cada nodo de la red luego que se toman en cuenta las congestiones del sistema.

Para entender mejor el concepto de LMP imaginemos un sistema eléctrico que siguiendo las reglas de despacho económico para obtener el costo de generación mas bajo y considerando que el sistema de transmisión tiene un límite operativo infinito en todas sus líneas (no importan los límites de voltaje, límites térmicos o límites de estabilidad), entonces en una región con centros de carga y generadores se obtiene un LMP igual para todos los nodos del sistema el cual aumentará escalonadamente conforme aumenta la demanda. Así el LMP de cada nodo estará compuesto por:

⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ + ⎟⎟ ⎠ ⎞ ⎜⎜ ⎝ ⎛ = Pérdidas de Marginal Costo Generación de Marginal Costo LMP

L2 50 MW

L3 200 MW

G3 0 MW $20/MW G1

250 MW $10/MW

Área 1

Área 2

Área 3

100 M W

150 M_W

50 MW

Línea 1-3

200 MW

Límite térmico

LMP 1 $10/MW

LMP 3 $10/MW

LMP 2 $10/MW

Fig. 1. 6 Sistema eléctrico funcionando con despacho económico y sin congestiones. LMPs iguales.

Si ahora establecemos que las líneas tienen límites térmicos finitos y diferentes entre sí, entonces al aumentar gradualmente la demanda del sistema llegará el momento en que alguna de las líneas llegue primero a su límite térmico de transmisión antes que las demás y por lo tanto no será posible seguir alimentando las cargas conforme a las reglas de despacho, es decir, habrá que desviarse de la estrategia mas óptima para mantener la estabilidad del sistema.

L2 75 MW

L3 325 MW

G3 62 MW $20/MW G1

338 MW $10/MW

Área 1

Área 2

Área 3

138 MW

200 M_W

63 MW

Línea 1-3

200 MW

Límite térmico

LMP 1 $10/MW

LMP 3 $20/MW

LMP 2 $15/MW

Línea congestionada

Fig. 1. 7 Sistema eléctrico con línea trabajando a su límite térmico. LMPs diferentes.

Cuando las líneas se congestionan, entonces los LMP para cada nodo suelen ser diferentes. Claramente los LMP son valores instantáneos y dependen del nodo en cuestión como se puede ver en este ejemplo sencillo y pese a que en la realidad los efectos son mucho más complejos de analizar, el efecto a fin de cuentas es el mismo.

Fig. 1. 8 Valores promedio de los LMP para el 2007 en el mercado de PJM Interconnection. Tomado del “2007 State of the Market Report” de PJM.

CAPÍTULO 2

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

2.1 SITUACIÓN ACTUAL

En el sistema eléctrico mexicano se permite la generación de energía eléctrica para el consumo de las empresas, a través de las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. En éstas modalidades es muy importante el servicio de porteo de la energía eléctrica, debido a que es muy común que los centros de consumo estén en lugares apartados de las plantas generadoras.

Para la modalidad de autoabastecimiento remoto, el costo de porteo de energía se traslada del suministrador, que puede ser la Comisión Federal de Electricidad o la Compañía de Luz y Fuerza del Centro, al centro de consumo que es miembro de la sociedad de autoabastecimiento. El costo de éste servicio se determina utilizando una metodología que se describe en el capítulo 3. Para la industria que recibe éste servicio, es común que opinen que el costo del porteo de la energía eléctrica resulta [9]:

• Aparentemente caro,

• La selección de los escenarios no es clara, al parecer es arbitraria,

• No es transparente la determinación del costo, y

• Que su variabilidad afecta la planeación financiera de los negocios.

Adicionalmente, las empresas encuentran que la metodología que se utiliza para determinar el costo del porteo es muy difícil de entender debido a la gran cantidad de factores que se utilizan y que se desconoce como se obtienen y sus valores, el cobro por el servicio de porteo es único para la sociedad de autoabastecimiento y no se puede saber exactamente cuanto le corresponde a cada centro de consumo. Otro de los problemas que se ha encontrado es que la metodología se aplica sola para casos que tienen un punto de inyección de energía y muchos centros de carga tal y como se especifica en los modelos de contrato vigente emitido por la CRE en 1996 [10]. Está el caso de PEMEX que tiene 23 puntos de generación con más de cien centros de consumo.

cuales 1,433 MW alimentan cargas remotas. Tomando en cuenta que la capacidad instalada para el servicio público en al cierre de marzo de 2008 era de 49,893.34 MW, se ve que es evidente la importancia de contar con un servicio de porteo que facilite la operación de dichos esquemas [11].

Aunado a todo esto se encuentra el marco regulatorio del sector eléctrico mexicano, el cual señala en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica que si bien, no se reconocen como servicio público las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, etc., las actividades como generación, transmisión y distribución de la energía así como la planeación y mantenimiento del Sistema Eléctrico Nacional sí constituyen un servicio público, razón por la cuál el servicio de porteo ha quedado secundario a las prioridades del suministrador, el cual, básicamente es un servidor público.

Otro de los factores que influyen en los problemas anteriormente descritos es la falta de mecanismos que aseguren la transparencia en la información referente a los elementos que se toman en cuenta dentro de la metodología del porteo, es decir, la metodología actual no reconoce la publicación de ciertos factores (CT, CMCgen, CMCtransva, etc., como se verá posteriormente) ni da derecho explícito a las sociedades de autoabastecimiento a conocerlos.

Las referencias especializadas en el tema muestran una clara tendencia hacia la apertura de los mercados energéticos, como el de la electricidad, donde la transparencia para la determinación de los costos de cualquier operación es un factor indispensable.

2.2 PROBLEMÁTICA EN EL SERVICIO DE PORTEO

En base a la situación actual, se ha detectado que en el sector privado hay interés por incrementar la participación de los esquemas de autoabastecimiento. El servicio de porteo es muy importante y se espera que sea más relevante cuando se generalice el uso de fuentes renovables de energía como la eólica. No se aprecia disponibilidad por parte de las compañías suministradoras para hacer eficiente la administración de éste servicio.

2.3 POSIBLE SITUACIÓN FUTURA

2.4 OBJETIVOS DE ESTE TRABAJO

Analizar las necesidades no cubiertas por la metodología actual de porteo, en base a las opiniones de experiencias reales en la industria. Como parte del análisis, se revisará la metodología actual de porteo. Adicionalmente, se estudiará en detalle la metodología de la Interconexión PJM. Finalmente, se compararán las dos metodologías para tener un panorama sobre las fortalezas y debilidades de cada metodología.

En base a los análisis anteriores se llegará a un resumen de la manera en cómo ambas metodologías, la del mercado de PJM y la mexicana, atacan las diferentes necesidades del sistema y cómo lo perciben los usuarios que pagan por el servicio.

CAPÍTULO 3

METODOLOGÍA ACTUAL DE PORTEO EN MÉXICO.

Debido a las funciones de la CFE y el fin último de la infraestructura del sistema eléctrico nacional, es necesario como primer paso definir si es posible ofrecer el servicio de porteo para las condiciones que pretende la sociedad de autoabastecimiento para no disminuir la calidad del servicio público.

El procedimiento que se sigue típicamente para llegar a celebrar un convenio para el servicio de transmisión de energía eléctrica se puede enumerar en los siguientes pasos [12]:

1. Primer contacto: página de la CRE (www.cre.gob.mx), ahí se pueden hacer varias estimaciones mediante una herramienta en línea del costo de portear cierta cantidad de potencia, se ofrecen 2 nodos de generación y hasta 58 nodos de carga. Se corre un análisis y se envían los resultados por correo electrónico (registro previo) y también se pueden ver en la misma página de Internet de ser factible. Otra manera es revisar las matrices de cargos publicadas en la CRE.

2. Una vez seleccionada la alternativa conveniente, hay que acudir a la compañía suministradora, CFE o LyFC para “conocer el costo final del servicio” solicitando un estudio correspondiente.

3. La solicitud se envía a la Subdirección de Programación (SP) de CFE. Y posteriormente el suministrador determina el costo del estudio con base a las RES/217/2001 y RES/072/2002 publicadas el 10 de diciembre de 2001 y 21 de mayo de 2002 respectivamente. Dicha solicitud deberá incluir datos precisos de la sociedad de autoabastecimiento tales como: capacidad de la central eléctrica, razón social, dirección, número de cuenta con el suministrador, voltaje de suministro, capacidad de porteo para cada punto de carga, mapa de ubicación de la central de generación y por último, fecha de inicio del servicio de porteo.

4. Después de que el estudio se ha pagado se realiza el estudio de factibilidad de acuerdo a la metodología vigente y al término de éste se envía una respuesta al solicitante con los cargos por servicio de transmisión y la memoria de cálculo. 5. De resultar factible, se celebra un convenio (contrato de interconexión) entre el

permisionario y el suministrador.

Primero analizaremos la metodología para tensiones mayores o iguales a 69 kV, haciendo referencia a experiencias obtenidas en la práctica y al final veremos la segunda parte de la metodología.

3.1 METODOLOGÍA PARA TENSIONES IGUALES O MAYORES A 69 KV

En esta parte de la metodología se distinguen 3 cargos principales [13]:

• Costo fijo por uso de la red o CFUR

• Costo variable por uso de la red o CVUR

• Costo fijo por administración del convenio o CAC

Y están definidos en base a simulaciones minuciosas que tienen por objeto estimar el impacto del servicio de porteo para una sola sociedad de autoabastecimiento en la infraestructura de transmisión del SEN.

3.1.1 Costo fijo por uso de la red

El primer paso es realizar un estudio de flujos de potencia en la red con todos los elementos en tensiones iguales o superiores a 69 kV del SEN. Esta simulación tiene por objeto estimar en este caso la manera de cómo el servicio de porteo solicitado aumentaría el uso total de la red, es decir, en resumidas cuentas pretende cuantificar que tanto aumenta el flujo de potencia en las redes de transmisión del país.

El estudio de flujos de potencia dará como resultado para cada elemento “j” 4 valores, correspondientes a los escenarios planteados como:

con j

f _max Que es el flujo del elemento j con el escenario de máxima demanda con el servicio de porteo solicitado.

sin max

j

f Que es el flujo del elemento j con el escenario de máxima demanda sin el servicio de porteo solicitado.

con j

f _min Que es el flujo del elemento j con el escenario de demanda mínima con el servicio de porteo solicitado.

sin min

j

De donde se obtienen los casos de mayor flujo sin importar la dirección de este para los casos con y sin el servicio de acuerdo al siguiente criterio:

{

}

max j_maxcon j_mincon

jcon f f

F =

{

}

max _{maxsin minsin}

sin j j

j f f

F =

Después con estos 2 valores se calcula el uso de la red del servicio URTser y el uso de la red sin el servicio URTsin de acuerdo a la siguiente expresión:

[

∑

ser w F F

URT max * _sin

]

∑

Donde wj es una constante que indica el costo por MW de cada elemento.

En este punto se puede definir el “costo por uso de la infraestructura de transmisión” CTser que forma parte del costo fijo por uso de la red, siendo así:

sin * URT URT URT CT CT ser ser

ser = ₊

Donde al factor:

sin URT URT URT ser ser +

se le conoce como “factor de reparto para el servicio” o . Quedando entonces la expresión como:

ser

r

ser ser CT r

CT = * (3. 2)

Donde CT es el costo incremental total de largo plazo de la red del SEN para los niveles de tensión que estamos manejando.

Después se calcula el impacto del aumento de las pérdidas de potencia debido al aumento del flujo de potencia en la red que ocasionará el servicio de porteo. Para esto es necesario correr nuevamente la simulación en los 4 escenarios planteados pero con el objeto no de obtener los flujos de potencia, si no de obtener las pérdidas de potencia P.

va j va j conva j conva j P P P P sin min sin max min max

En que se distinguen los niveles de tensión “v” para una región “a”, es decir, se obtienen 4 valores por elemento pero agrupados de acuerdo a su nivel de tensión y la región a la que pertenecen para después encontrar los escenarios de demanda máxima y mínima de acuerdo al criterio siguiente:

{

}

{

}

Siendo así que el aumento positivo o negativo del total de pérdidas de potencia de todos los elementos de una misma región y nivel de tensión es:

∑

∑

serva P P

P _sin

Entonces se calcula el costo de infraestructura de transmisión asociado a pérdidas de potencia como:

serva a transva v P CMC Δ

∑

∑

transva

CMC

es el costo mensual de capacidad en transmisión para cada nivel de tensión “v” y cada región “a”, el cual resulta de dividir la constante CT entre la capacidad del sistema.

Posteriormente de los 4 valores obtenidos de pérdidas de potencia, se toman solamente los escenarios con máxima demanda con y sin el servicio para calcular el incremento de pérdidas de potencia que se asocia al costo de capacidad de generación:

∑

∑

serva P max P maxsin

max

Entonces el costo de capacidad de generación asociado a pérdidas de potencia debido al servicio de porteo solicitado es:

∑

∑

gen

CMC

representa el costo mensual de capacidad de generación, que se calcula como el promedio del costo por capacidad de generación tomando en cuenta las diferentes tecnologías usadas por el suministrador.

Hasta aquí son los cargos que integran el costo fijo por uso de la red, cabe señalar que el costo (3.4) se puede evitar si el permisionario aporta la potencia necesaria para cubrir los gastos asociados para generar estas pérdidas especificándolo en el contrato que firman el permisionario y el suministrador.

El CFUR se integra con la suma de (3.2), (3.3) y (3.4) a menos que el permisionario decida aportar la potencia correspondiente al tercer sumando.

3.1.2 Costo variable por uso de la red

Así como el costo fijo se basa principalmente en el uso de la red debido a la magnitud de los flujos de potencia, el costo variable se basa en la cantidad de energía que se ha disipado durante el mes de facturación. Es decir, considera las pérdidas de energía adicionales que se generan por el servicio y supone que si el permisionario genera exactamente lo que consumen los centros de consumo, entonces el suministrador es quien tiene que generar esas pérdidas adicionales, entonces estas pérdidas se calculan para el peor escenario y se cobran al permisionario.

La manera de trasladar este costo al permisionario es, primero calculando el máximo de pérdidas posibles mediante la expresión:

va je jeconva eserva =P −P sin

ΔΩ

Que son los mismos valores que se obtuvieron para el costo de capacidad de generación asociado a pérdidas de potencia debido al servicio de porteo solicitado, es decir, los que se utilizaron para llegar a la expresión (3.4), pero esta vez calculado en cada una de las tarifas horarias “e” para ser congruentes con los diferentes precios de la energía en horario base, intermedio, punta y semipunta de haberlo. Por lo tanto habrán por lo menos 3 valores para ΔΩeserva y máximo 4.

Una vez encontrados los valores para cada una de las pérdidas de energía por nivel de tensión, región y horario, se multiplican por el número de horas de cada período tarifario Tmax de todo el periodo de facturación, obteniendo así el máximo de pérdidas de energía posible ΔESt, es decir:

∑

∑

Δ

a

eserva v

t T

Teniendo el máximo de pérdidas posible, entonces se calcula el costo total de pérdidas de energía sumando el costo de cada una de éstas dependiendo del horario en que se producen con la siguiente expresión:

t t

t ES

ENER Δ

∑

Este es un valor constante y para hallar el costo variable se ajusta multiplicando este valor obtenido con el factor de carga FC observado para el periodo de facturación de todos los centros de consumo de la sociedad de autoabastecimiento. Por lo tanto, el CVUR se define como:

⎥ ⎦ ⎤ ⎢

⎣ ⎡

Δ

=

∑

t

t ES

ENER FC

CVUR * * (3. 5)

Es importante señalar que también este costo (3.5) se puede evitar si el permisionario notifica en el contrato al suministrador generar las dichas pérdidas adicionales de energía ocasionadas por el servicio de porteo.

3.1.3 Costo fijo por administración del convenio

Es proporcional al número de mediciones instaladas, es decir, para cada fuente de generación y cada centro de consumo, es un valor constante que depende de la tensión a la cual estén conectados para hacer la medición. En general los determina CFE y los aprueba la CRE.

Por ejemplo, para el caso de diciembre de 2003, se obtienen los siguientes costos por medidor instalado:

Baja tensión 65.19 $/mes Media tensión 252.23 $/mes Alta tensión 793.53 $/mes

3.1.4 Costo mínimo por servicios de transmisión solicitados

El costo mínimo por servicios de transmisión solicitados o CMIN, se definen en base al total de la energía porteada ETPR de acuerdo a la siguiente ecuación:

ETPR m

CMIN = *

Este costo mínimo se aplica únicamente cuando la suma del CVUR más el CFUR resulta menor que el CMIN.

3.1.5 Herramienta de costeo de la CRE

Con el objetivo de proporcionar transparencia en la aplicación de la metodología vigente de porteo, reducir costos de servicios y dar un mejor servicio a usuarios y clientes potenciales, la CRE contrató los servicios del Instituto de Investigaciones Eléctricas para crear una herramienta de computación para determinar costos de porteo en niveles de tensión de 69 kV o superiores aplicando su metodología correspondiente [14].

Esta herramienta, llamada “Sistema de costeo por servicios de transmisión (Porteo)”, está disponible en la página de Internet de la CRE permitiendo a clientes potenciales que pudieran necesitar del servicio de porteo revisar las diferentes opciones de conexión y elegir la mas conveniente para ellos sin tener que contratar un costoso estudio con el suministrador. Esto reduce grandemente tiempo y dinero en la planeación hecha por el permisionario.

La herramienta generada está diseñada para conservar la confidencialidad de los datos del usuario por medio de varias medidas de seguridad. El procedimiento para poder acceder al programa y ser un usuario del mismo se describe a continuación.

Fig. 3. 2 Página inicial de la herramienta de costeo

En esta solicitud se indican datos personales del usuario, datos a cerca de sus actividades profesionales y de la empresa, así como los medios para poder comunicarse con el usuario. También aquí es donde se especifica el nombre de usuario (clave de usuario) y contraseña (clave de acceso) que queremos utilizar para acceder a la herramienta.

Una vez llenada la solicitud se revisan los datos y se envían para su aprobación, el tiempo de respuesta no es inmediato y puede tardar algunos días. La respuesta llega vía correo electrónico al usuario confirmando su clave de usuario y clave de acceso.

Ya que se cuente con las claves de usuario y de acceso entonces entramos de nuevo al sistema en la dirección mencionada anteriormente y se ubica la liga de “costeo”, entonces se pedirán las claves necesarias para acceder al sistema como se muestra en la Fig. 3. 4:

Fig. 3. 4 Página electrónica para acceder a la herramienta de la CRE

Fig. 3. 5 Parte del sistema para especificar los datos de entrada del servicio deseado

Una vez que se han introducido los datos se verifica que éstos sean correctos y se da clic en “aceptar” para iniciar el estudio. Los resultados tardan aproximadamente unos 5 minutos en aparecer en el apartado de “resultados” y también se envían por medio de correo electrónico a la cuenta que el usuario especificó en la solicitud. Dichos resultados se almacenan por fecha de solicitud en el sistema y pueden ser revisados solamente por el usuario cuando lo desee.

Claro que también es necesario conocer los nombres de las subestaciones a las cuales se conectarán las cargas y todas ellas deben estar en tensiones mayores o iguales a 69 kV.

En la práctica esto se vuelve un inconveniente muy fuerte, ya que para un centro de consumo o socio en particular es difícil estimar o conocer sus costos reales de porteo aplicando la metodología por medio de esta herramienta, pues muchas veces entre los socios y el permisionario existen contratos bilaterales y confidenciales que imposibilitan conocer detalles sobre en cuestión de porteo de otros socios. Entonces, si un socio quisiera calcular sus costos de porteo antes de formar parte de una sociedad de autoabastecimiento, podría correr el programa pero no podría estimar como le afectaría el hecho de que otros socios tengan cargas en tensiones por debajo de 69 kV o lo mas obvio, en caso de querer portear energía a un centro de consumo que se conecta a un nodo de menor tensión que 69 kV, entonces simplemente tendría que pagar el estudio correspondiente y esperar varias semanas hasta obtener una respuesta.

Algunos detalles en contra de la aplicación se puede mencionar el hecho de que es muy poco amistoso a la hora de hacer distintas estimaciones de un caso, es decir, si un permisionario quiere evaluar como varían los costos del servicio para distintos casos de un grupo de centros de carga, el programa no permite modificar un estudio ya existente sino que tiene que cargar de nuevo todos los datos que generalmente son muchos.

3.2 METODOLOGÍA PARA TENSIONES MENORES A 69 KV

Esta metodología se compone de 2 cargos fijos: el costo por uso de la red y el costo fijo por administración del convenio. Reconoce solamente 2 tipos de cargas, y dependiendo de estos tipos de cargas es el procedimiento que se aplica y los cargos que cobran. Los tipos de cargas y procedimientos que se aplican son los siguientes:

Tabla 3. 1 Cargos de porteo por tipo de carga en nivel distribución.

Tipo de carga Procedimiento que _aplica Componentes del costo fijo por uso _{de la red}

Única mayor o igual a 1000 Kw.

Trayectoria de punto a punto

1) costo fijo

2) costo por operación y mantenimiento 3) costo por pérdidas Dispersas en zona

de distribución con cargas individuales menores a 1000 Kw.

Cálculo por

proporcionalidad de demanda

4) costo fijo

Siguiendo el orden de los componentes de la tabla anterior, se definen a continuación las principales características de cada uno de ellos.

1) Costo fijo.- El costo fijo Cf por uso de las instalaciones de distribución en la trayectoria de punto a punto se calcula como un doceavo del producto la anualidad equivalente para cada elemento Vj por la proporción de capacidad que utiliza el servicio para cada elemento (Puser)j de la trayectoria, es decir:

∑

f V Pu

C 1 ) ( 12 1 Donde: Fr Q Q Pu j tray j ser j ser * ) ( ) ( ) ( = j ser Q )

( es la capacidad del servicio solicitado

j tray

Q )

( es la capacidad de transmisión o transformación de cada elemento

Fr es el factor de reserva autorizado por la CRE.

2) Costo por operación y mantenimiento, COM.- Esta basado en los costos anuales de operación y mantenimiento en la zona correspondiente, información que se obtiene de acuerdo a datos de contabilidad aprobados por la CRE. Este costo se expresa por unidad de kVA y se ajustan con el factor de reserva Fr.

3) Costo por pérdidas CP.- Se calcularán en base al aumento de pérdidas en cada transformador y línea tomado en cuenta los escenarios de demanda máxima y mínima definidos para el estudio en nivel de subtransmisión y transmisión. Se consideran para el cargo tanto las pérdidas de energía como de potencia de cada uno de los elementos mencionados. Si el permisionario aporta la cantidad necesaria de potencia y energía para cubrir las pérdidas, entonces este cargo puede hacerse cero.

4) Costo fijo (cargas dispersas).- El Cf se define de acuerdo a la siguiente ecuación:

(

)

f C Pc

C *

12 1

,

Donde: zona MAX ser MAX ser D D Pc , ,

= es la proporción del uso de la red debido al servicio.

ser MAX

D _, es la demanda máxima del servicio de transmisión.

zona MAX

D _, es la demanda máxima de la zona de distribución al año anterior.

zona tot

C _, es el costo contable total del año pasado de la zona correspondiente que incluye servicio de personal, mantenimiento, consumibles, impuestos y derechos, depreciación, aprovechamiento y costos financieros.

5) Costo por pérdidas (cargas dispersas).- Es el producto de las pérdidas de energía en la zona de distribución correspondiente por la proporción del uso de la red definido anteriormente, por el precio medio en el mes de la tarifa de uso general aplicable. ser Pc Es decir: ser zona ser

P Pc P T

C = * *

Donde:

zona

P son las pérdidas en kW de la zona de distribución

ser

T _{es el precio medio en el mes de la tarifa de uso general aplicable a la tensión} en la que se presta el servicio para la región correspondiente.

Para el primer caso, el costo fijo por uso de la red o CTMP esta dado por la suma de los componentes 1), 2) y 3). Para el caso de tener cargas dispersas, el costo fijo por uso de la red se define como CTMD que es igual a la suma de los elementos 4) y 5).

En realidad, evaluar cada uno de los parámetros de la metodología para determinar los cargos de porteo en tensiones menores a 69 kV es muy tardado y complicado debido a la gran cantidad de elementos en las redes de distribución. Debido a estas dificultades no es posible para el permisionario o clientes potenciales estimar los costos de portear energía a centros de consumo en niveles menores de 69 kV, en este caso no hay otra opción más que contratar el estudio con el suministrador.