INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA
MECÁNICA Y ELÉCTRICA
SECCIÓN DE ESTUDIOS
DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN
Valor Esperado del Costo por Fallas en
Redes de Transmisión.
T E S I S
QUE PARA OBTENER EL GRADO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS
CON ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
PRESENTA
César Romeo Torres Ruiz.
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN i
ABSTRACT ii
ÍNDICE DE FIGURAS vi
ÍNDICE DE TABLAS viii
CAPÍTULO CONTENIDO PÁGINA
1 INTRODUCCIÓN. 1
ANTECEDENTES. 1
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. 3
1.2 OBJETIVO. 3
1.3 JUSTIFICACIÓN 4
1.4 APORTACIONES. 4
1.5 ESTRUCTURA DE LA TESIS. 5
2 COSTOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN. 6
INTRODUCCIÓN. 6
2.1 CONCEPTO DE SERVICIO DE TRANSMISIÓN. 7
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN. 7
2.3 REGULACIÓN DE LA TRANSMISIÓN. 7
2.4 IMPACTO DE LA NUEVA REGULACIÓN EN LA TRANSMISIÓN. 8
2.4.1 ACCESO. 9
2.4.2 REMUNERACIÓN. 9
2.4.3 INVERSIÓN. 10
2.5 MARCO CONCEPTUAL PARA DETERMINAR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN.
10
2.5.1 DEFINICIÓN DE LOS DIFERENTES SERVICIOS DE TRANSMISIÓN.
11
2.5.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS COSTOS. 12
2.5.3 CÁLCULO DE LOS COSTOS DE TRANSMISIÓN. 13
2.6 MARCO LEGAL DE LA TRANSMISIÓN. 19
2.6.1 CHILE. 19
2.6.2 ARGENTINA. 19
2.6.3 BOLIVIA. 20
2.6.4 PERÚ. 21
2.6.5 COLOMBIA. 22
2.6.6 EL SALVADOR. 23
2.6.7 MÉXICO 26
2.7 COSTO POR FALLA EN LA RED DE TRANSMISIÓN. 27
3 CONFIABILIDAD EN REDES DE TRANSMISIÓN. 29
INTRODUCCIÓN. 29
3.1 EL CONCEPTO DE CONFIABILIDAD. 30
3.2 RESEÑA DEL MARCO ACTUAL 30
3.2.1 MARCO REGULATORIO 31
3.2.2 PLANIFICACIÓN DE LA OPERACIÓN Y DE LA EXPANSIÓN.
31
3.2.3 ASPECTOS ECONÓMICOS Y TÉCNICOS. 33
3.4 ÍNDICES ESTADÍSTICOS Y PROBABILÍSTICOS. 35
3.5 ÍNDICES ABSOLUTOS Y RELATIVOS. 36
3.6 MÉTODOS DE EVALUACIÓN. 36
3.7 CONCEPTOS DE SUFICIENCIA Y SEGURIDAD. 37
3.7.1 SUFICIENCIA. 37
3.7.2 SEGURIDAD. 38
3.8 ANÁLISIS DEL SISTEMA. 38
3.9 DATOS DE CONFIABILIDAD. 40
3.10 MODOS DE FALLA DE UN COMPONENTE. 41
3.11 MODELADO EN EL ESPACIO DE ESTADOS. 42
3.12 ALGORITMO CONCEPTUAL. 43
3.13 EL PRESENTE. 45
4 COSTO POR FALLAS EN LA RED DE TRANSMISIÓN. 47
INTRODUCCIÓN. 47
4.1 COSTOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÒN. 48
4.2 COSTO POR FALLAS EN EL SUMINISTRO. 49
4.3 COSTO POR FALLAS EN LA VENTA DE ENERGÌA. 50
4.3.1 COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO. 51
4.3.2 METODOLOGÌA. 51
4.3.3 CONSIDERACIONES GENERALES DEL MÈTODO. 52
4.3.4 DESCRIPCIÒN DE LA METODOLOGÌA. 53
4.4 VALOR ESPERADO DEL COSTO POR FALLAS EN LA RED DE TRANSMISIÒN.
64
5 RESULTADOS OBTENIDOS. 66
INTRODUCCIÓN. 66
5.1 SISTEMA DE PRUEBA. 66
5.2 SISTEMA DE WOLLENBERG. 67
5.3 SISTEMA DEL IEEE DE CONFIABILIDAD. 71
5.4 POSIBLES APLICACIONES DEL VECF. 76
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. 79
6.1 CONCLUSIONES. 79
6.2 APORTACIONES. 80
6.2 RECOMENDACIONES PARA TRABAJOS FUTUROS. 80
APÉNDICE CONTENIDO PÁGINA
A DATOS DE LOS SISTEMAS DE PRUEBA. 84
A.1 SISTEMA RBTS. 84
A.2 SISTEMA DE WOLLENBERG. 85
A.3 SISTEMA DEL IEEE DE CONFIABILIDAD. 86
B DESPACHO ECONÓMICO. 88
B.1 DESPACHO ECONÓMICO DE POTENCIA ACTIVA. 88
B.1.1 FORMULACIÓN. 88
B.1.2 ECUACIÓN DE COORDINACIÓN. 88 B.1.3 PÉRDIDAS INCREMENTALES. 89 B.1.4 ALGORITMO DE SOLUCIÓN. 91 B.2 DESPACHO ECONÓMICO RESTRINGIDO. 93
B.2.1 FORMULACIÓN DEL DER. 93
B.2.2 FORMULACIÓN DE RESTRICCIONES EN FORMA LINEAL.
93
B.2..2.1 RESTRICCIÓN DE IGUALDAD. 93 B.2.2.2 RESTRICCIONES DE DESIGUALDAD. 94 B.2.3 ALGORITMO DE SOLUCIÓN DEL DER. 95
C CONCEPTOS DE SIMULACIÓN MONTE CARLO. 96
C.1 CONCEPTOS GENERALES DE SIMULACIÓN. 96
C.2 NÚMEROS ALEATORIOS. 97
C.3 RESULTADO DE LA SIMULACIÓN. 97 C.4 TRES MÉTODOS DE SIMULACIÓN EN LA EVALUACIÓN DE LA
CONFIABILIDAD.
98
C.4.1 MUESTREO DE ESTADO. 98
C.4.2 MUESTREO DE LA DURACIÓN DE ESTADO. 99 C.4.3 MUESTREO DE LA TRANSICIÓN DE ESTADO DEL
SISTEMA.
101
C.5 MODELANDO UNA CURVA ANUAL DE CARGA. 102
D ACERCA DEL PROGRAMA. 105
D.1 ARCHIVOS DE DATOS. 105
ÍNDICE DE FIGURAS.
Figura Descripción Página
1.1 Componentes de la reforma. 2
2.1 Aspectos de la transmisión que sufren cambio: Acceso, Remuneración e Inversión.
9
2.2 Marco conceptual para analizar los costos de transmisión. 11
2.3 Componentes del servicio de transmisión. 13
2.4 Definiendo el concepto de costo económico 14
3.1 Relación temporal entre la planificación de la operación y de la expansión.
32
3.2 Costos y beneficios asociados a la confiabilidad. 34
3.3 Subdivisión de la confiabilidad del sistema. 38
3.4 Niveles jerárquicos en la evaluación de la confiabilidad. 39
3.5 Sistema compuesto. 41
3.6 Distintos modos de falla de un componente. 42
3.7 Procedimiento para la evaluación de la confiabilidad de un sistema compuesto.
46
4.1 Estructura de la industria desregulada 49
4.2 Función de daño al consumidor (CDF). 50
4.3 Sistema de prueba de Roy Billinton. 53
4.4 Curva anual de carga esperada para el sistema RBTS. 54
4.5 Curva de duración de carga esperada para el sistema RBTS. 56
4.6 Caso No. 1 (Simulación 208). 57
4.7 Caso No. 2 (Simulación 286). 58
4.8 Caso No. 3 (Simulación 1527). 59
4.9 Diagrama de flujo de la metodología del VECFG. 60
4.10 VECFG para el sistema RBTS desde el punto de vista 1. 61
4.11 Desviación estándar del VECFG desde el punto de vista 1. 61
4.12 Coeficiente de variación del VECFG desde el punto de vista 1. 62
4.13 VECFG para el sistema RBTS desde el punto de vista 2. 62
4.15 Coeficiente de variación del VECFG desde el punto de vista 2. 63
4.16 VECF para el sistema RBTS. 64
5.1 Sistema de Wollenberg 6 nodos 11 líneas. 67
5.2 Curva de carga anual esperada para el sistema de Wollenberg. 68
5.3 Curva de duración de carga para el sistema de Wollenberg. 68
5.4 VECF de la red de transmisión del sistema de Wollenberg. 69
5.5 Desviación estándar del VECF del sistema de Wollenberg. 69
5.6 Coeficiente de variación del VECF para el sistema de Wollenberg.
70
5.7 Sistema del IEEE de confiabilidad. 71
5.8 Curva anual de carga esperada del sistema IEEE RTS. 72
5.9 Curva de duración de carga esperada del sistema IEEE RTS. 72
5.10 VECF de la red de transmisión del sistema IEEE RTS. 73
5.11 Desviación estándar del VECF para el sistema IEEE RTS. 74
5.12 Coeficiente de variación del VECF para el sistema IEEE RTS. 74
5.13 Sistema RBTS Modificado. 76
5.14 VECF para el sistema RBTS Modificado. 77
5.15 VECF para el sistema RBTS. 77
B.1 Pérdidas incrementales. 89
B.2 Diagrama de flujo para el despacho económico de potencia activa.
92
B.3 Algoritmo de solución del DER. 95
C.1 Probabilidad de que salga cara en un volado. 97
C.2 Proceso cronológico de la transición de estado de un componente.
100
C.3 Proceso cronológico de la transición de estado del sistema. 100
C.4 Explicación del muestreo de la transición de estado del sistema.
102
C.5 Modelo multipasos de la curva de duración de carga. 103
C.6 Explicación de cómo hacer un muestreo para los niveles de carga.
ÍNDICE DE TABLAS.
Tabla Descripción Página
4.1 Distribución de la carga total del sistema de RB. 53
4.2 Carga pico semanal en por ciento de la carga pico anual. 54
4.3 Carga pico diaria en por ciento de la carga pico semanal. 54
4.4 Carga pico horaria en por ciento de la carga pico diaria. 55
4.5 Cálculo de la compensación para el caso no. 1. 57
4.6 Cálculo de la compensación para el caso no. 2. 58
4.7 Cálculo de la compensación para el caso no. 3. 59
5.1 Costo existente del sistema de transmisión para el sistema RBTS.
66
5.2 Distribución de la carga total del sistema de Wollenberg. 67
5.3 Costo existente del sistema de transmisión para el sistema de Wollenberg.
70
5.4 Costo existente del sistema de transmisión para el sistema del IEEE de confiabilidad.
75
A.1 Datos nodales del sistema RBTS. 84
A.2 Datos de líneas del sistema RBTS. 84
A.3 Datos de generadores del sistema RBTS. 84
A.4 Datos nodales del sistema de Wollenberg. 85
A.5 Datos de líneas del sistema de Wollenberg. 85
A.6 Datos de generadores del sistema de Wollenberg. 85
A.7 Datos nodales del sistema del IEEE de confiabilidad. 86
A.8 Datos de líneas y transformadores del sistema del IEEE de confiabilidad.
86
RESUMEN.
La reforma en la industria eléctrica que se ha desarrollado en varios países está conduciendo inevitablemente a un cambio en la forma de costear el suministro de electricidad. Se debe pasar de forma agregada los costos de las diversas actividades en que se divide el servicio de un sistema eléctrico (generación, transmisión y distribución), a la identificación y valoración por separado de cada uno de sus componentes.
La red de transmisión, constituye el sistema físico a través del cual se realiza la conducción de la electricidad vendida o adquirida en el mercado eléctrico. Por lo tanto, la operación de ésta red tiene una importancia crucial para el sistema. Por esa razón, esta función es considerada una actividad estratégica. Como parte de estas tendencias, el énfasis en proveer servicios de transmisión ha estado incrementándose establemente. Por lo tanto, el conocimiento de los costos de proveer servicios de transmisión ha llegado a ser más importante que nunca.
En este marco evolutivo de los sistemas eléctricos reformados, que han dado lugar a nuevas estructuras y organizaciones, resulta complejo tratar de establecer marcos y definiciones para lo que se debe entender de conceptos como la confiabilidad, calidad y seguridad del servicio, y su aplicación a los sistemas eléctricos de potencia. Además los concesionarios de las redes de transmisión están regulados en cuestiones sobre la confiabilidad del servicio que prestan, de tal manera que hay incentivos si hay un buen servicio, pero también penalizaciones ante un mal desempeño en la prestación de este.
En esta tesis se analiza el costo por fallas de la red de transmisión, que en muchos países se usa con fines de planeación de la generación y en la fijación de precios de compra de energía dentro de un mercado eléctrico. Sin embargo, en esos países este costo de falla se enfoca hacia el usuario final (consumidor) o hacia el distribuidor. Sin embargo, con la desregulación la generación, la transmisión y la distribución se vuelven unidades de negocio independientes, de donde surge el interés de determinar el costo de falla en la red de transmisión tanto por parte de distribución como el segmento generación.
La metodología desarrollada en este trabajo se basa en el concepto de energía no suministrada tanto del lado del distribuidor como del generador. Del lado del distribuidor ha habido una gran cantidad de trabajos desarrollados para calcular el costo por falla, sin embargo, del lado del generador se ha puesto poco énfasis en como calcular este costo. La propuesta para calcular el costo de falla del lado del generador se basa en la teoría de los costos marginales de corto plazo. Una vez calculado el costo de falla del lado del generador, se integran los dos costos por fallas para formar uno sólo. La metodología usada en la estimación de este costo de falla global, se basa en la simulación Monte-Carlo, y como resultado se obtiene un valor estimado del costo por falla en la red de transmisión en el sistema reestructurado.
ABSTRACT
The electric utility reform that has been developed in different countries is carrying inevitably to a change in the electricity payment. It must be passed of a whole cost of the different activities – generation, transmission and distribution- to a separated identification and costing of each separated component.
The transmission network makes up the physical system through the electricity flow is traded in the power market. This is the reason why the operation of it is a strategic activity. As part of these tendencies, the emphasis on providing transmission services has been increasing stably. That’s why the knowledge of transmission services costs has been more important than ever.
In this evolving framework of reformed electric systems, that bring up new structures and organizations, result complex trying to set frameworks and definitions about reliability, quality and security of the power system and its application to electric power systems. Besides, the franchisees of transmission network are subject to meet service reliability; in such a way that there are incentives to good performances but there are penalties to bad performances.
In this thesis there is an analysis about cost of faults in the transmission network, that in many countries is used in generation planning and to set purchase prices of the electric energy into power markets. However in these countries the cost of faults is focus on final consumers. But in this new emerging context, generation, transmission and distribution forms separated units and that’s the reason to determine the cost of faults in both generation and distribution.
The approach developed in this works is based in the concept of energy not supplied in both sides of the transmission network. There had been a lot of work developed to determine the cost of faults in the distribution side, however in the other hand there had been less attention. The proposed approach to calculate the cost of faults in the size of generation is based in the theory of short run marginal costs. And once calculated this cost is formed a global cost of faults. The approach is based in Monte-Carlo simulation and as a result is obtained an estimated cost of faults in the transmission network.
Capítulo
1
INTRODUCCIÓN.
ANTECEDENTES.
En años recientes se ha visto, que numerosos países en diferentes etapas de desarrollo y en todas las regiones han realizado la reforma de la infraestructura de la industria. Estas reformas son diseñadas para asegurar que estas industrias sean más eficientes, de menor costo, y que entreguen mejores servicios. Muchas de las más interesantes reformas se han estado haciendo en la industria eléctrica.
La reforma de la industria eléctrica involucra [1]:
• Cambios en la estructura eléctrica.
• Cambios en mercado y los arreglos comerciales.
• Cambios en régimen de propiedad, y
• Cambios en el sistema de regulación.
Cualquier modelo de reforma será una combinación de estos conjuntos diferentes de cambios. Esto es ilustrado en la figura 1.1
La reforma de la industria del suministro de electricidad en Latinoamérica empezó en 1979-82 en Chile, con la reestructuración y privatización de la industria. Luego siguieron Argentina, Colombia, Perú, Bolivia, Costa Rica, Honduras, El Salvador, Nicaragua, Guatemala, Panamá, Brasil y se ha planteado para México.
Una variedad de modelos de reestructuración están siendo propuestos, considerados y experimentados en diferentes países. La separación de la generación de la transmisión y distribución en unidades de negocios independientes, está prevaleciendo entre los diferentes modelos de reestructuración. El sector de la transmisión es considerado como un monopolio natural y en términos generales es un organismo regulado para permitir un ambiente competitivo para la generación.
El papel que una compañía transmisora desempeña en un mercado competitivo de energía, se resume en los siguientes puntos:
Proporcionar un transporte de energía confiable y seguro. Operar el sistema de manera económica.
Hacer buen uso de la flexibilidad de operación.
Proporcionar las condiciones para que se puedan establecer los precios de sus servicios en una manera competitiva.
costo de falla es el siguiente: “Es una medida monetaria del daño económico y/o social que sufren los consumidores, resultado de la reducción de la calidad del servicio y en especial por la energía no suministrada”.
Figura 1.1: Componentes de la Reforma.
Estructura de la Industria
Estructura del mercado y arreglos
comerciales
Regulación Régimen de
Propiedad Modelo de Reforma
El valor del costo por fallas puede variar en forma importante, dependiendo principalmente de los siguientes factores:
1. Magnitud de la falla.
2. La duración de la interrupción. 3. El tipo de usuario afectado.
4. La frecuencia de las interrupciones.
5. El nivel afectado dentro del sistema (baja, media o alta tensión). 6. La hora, día y estación en que ocurre la falla.
Es claro, de lo antes descrito, lo complejo que resulta estimar el costo por fallas. Sin embargo, se ha realizado un extenso trabajo para determinar el valor de este. Existen básicamente tres procedimientos para evaluar el costo por fallas:
1. Análisis econométrico, que consiste básicamente en la estimación del costo de falla a través de modelos econométricos.
3. Método implícito, utilizado principalmente por la empresa francesa (EDF). Este método parte del supuesto de que el plan de expansión de la empresa eléctrica es económicamente óptimo desde un punto de vista global, esto es incluyendo el costo por fallas. Como el plan y los costos (exceptuando el de falla) son conocidos, es posible estimar el valor medio de la energía no suministrada de las condiciones de optimalidad. Este método depende arbitrariamente de las decisiones de inversión de la compañía, los cuales no siempre reflejan los requerimientos del consumidor.
De lo anterior, se concluye que hay bastante trabajo realizado para evaluar el costo por fallas, sin embargo, este costo se enfoca hacia el consumidor de la energía. Pero ante la reestructuración en diversos países, la generación, transmisión y distribución se vuelven unidades de negocio independientes, lo cual hace que el transmisor reevalúe las metodologías para evaluar el costo por fallas, para así tomar en cuenta tanto a la distribución como a la generación como clientes de la red de transmisión.
1.1 DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA.
La industria eléctrica está sufriendo una profunda reestructuración, se está moviendo rápidamente de un monopolio regulado a un mercado competitivo en algunos de sus segmentos. El acceso y comercialización de la red de transmisión es hoy uno de los temas más importantes en la industria de la energía eléctrica. Al surgir la competencia entre productores estatales y privados en el mercado eléctrico, desligado de la actividad de transmisión, hace este tópico, de gran importancia.
La red de transmisión constituye el sistema físico a través del cual operará la conducción de la electricidad vendida o adquirida en el mercado eléctrico. Por lo tanto, la operación de ésta red tendrá una importancia crucial para el sistema. Por esa razón, esta función es una actividad estratégica. Como parte de estas tendencias, el énfasis en proveer servicios de transmisión ha estado incrementándose continuamente. Por lo tanto, el conocimiento de los costos de proveer servicios de transmisión ha llegado a ser más importante que nunca.
Los concesionarios de redes de transmisión estarán sujetos a la regulación en materia de la confiabilidad en el servicio que presten y recibirán incentivos para que la infraestructura esté en condiciones óptimas de operación. Igualmente, existirán penalizaciones cuando no se cumpla con los niveles de calidad exigidos por parte del concesionario. Ante estas penalizaciones, la ley permite que el transmisor se proteja contra fallas inevitables. Sin embargo, dentro de los costos de proveer servicios de transmisión no se contempla un costo de la confiabilidad de la red.
Esta tesis aborda el problema de incluir un concepto de costo en el cual se le da importancia a la confiabilidad de la red de transmisión y de como afecta a los usuarios de esta, concepto que permite la adecuada operación financiera del transmisor. La determinación adecuada de los costos de ofrecer el servicio de transmisión es fundamental para propósitos de la definición de tarifas. Estos son los mecanismos que permitirán la adecuada operación del mercado eléctrico.
1.2 OBJETIVO.
1.3 JUSTIFICACIÓN.
¿Cuál es la importancia actual de la solución al problema?
La importancia resalta ante la reestructuración de la industria eléctrica en diferentes países. Al reestructurarse la industria eléctrica por diversas causas, no se justifica el mantener monopolios en la generación de energía eléctrica, ni conservar la integración vertical en las demás actividades de la industria, se pasa de un monopolio verticalmente integrado a un mercado competitivo.
Bajo el antiguo paradigma, cada compañía de energía servía a sus propias cargas, transportando la energía desde sus fuentes a sus usuarios. Bajo el nuevo paradigma competitivo, productores independientes están compitiendo por suministrar a la compañía de energía y en el último de los casos a consumidores minoristas. Muchos productores existentes y nuevos, e incluso algunos consumidores minoristas, están gestionando el acceso a los elementos de transmisión existentes y nuevos.
¿Cuál es su utilidad práctica?
La utilidad práctica se presenta al calcular el costo por fallas de la red de transmisión, el cual se puede aplicar a la planeación del sistema de transmisión o la definición de tarifas.
¿Cuáles son sus posibilidades de aplicación?
Con la reestructuración de la industria eléctrica, se prevé un costo por falla en la red de transmisión con el objetivo de incentivar la disponibilidad de capacidad suficiente , este costo evita que la empresa de transmisión tenga hoyos financieros, y así de esta manera tener viabilidad operativa. El costo por falla se basa en dos factores: 1.- El costo que tiene para los clientes sufrir una falla y 2.- La probabilidad que esa falla tenga lugar.
¿Quiénes se beneficiarán con los resultados?
La empresa de transmisión, a la que la ley generalmente permite cubrirse ante fallas inevitables. Y en forma indirecta a los clientes ya que tendrán un incentivo más para participar dentro del mercado de energía eléctrica.
1.4 APORTACIONES.
Las aportaciones de esta tesis son las siguientes:
• La propuesta de un método para calcular el valor esperado del costo por fallas en la red de transmisión tomando en cuenta la confiabilidad de esta y el costo para los clientes.
1.5 ESTRUCTURA DE LA TESIS.
Ésta tesis está estructurada de la siguiente manera:
En el capítulo 2 se muestra como la reforma de la industria eléctrica afecta a la transmisión en sus tres segmentos: acceso, remuneración e inversión. También se presenta un marco conceptual para determinar los costos del servicio de transmisión. Este capítulo termina con una revisión del marco legal de la transmisión en varios países latinoamericanos, incluyendo México y como se ha aplicado el concepto de costo por fallas en diversos países.
En el capítulo 3 se presenta lo referente a la evaluación de la confiabilidad en transmisión, cuales son los modelos y datos, las técnicas analítica y de simulación Monte Carlo para evaluarla, los criterios de convergencia para cada técnica. Y finalmente como afecta la reestructuración de la industria eléctrica en la evaluación de la confiabilidad.
En el capítulo 4 se presenta la metodología propuesta para calcular el valor esperado del costo por fallas en la red de transmisión en un sistema de prueba paso a paso, cuales son las consideraciones para la simulación, que casos se repiten más, entre otros aspectos. Además, una vez calculado este costo, se ve como se incluye como parte del costo total por el uso del sistema de transmisión.
En el capítulo 5 se muestran los resultados de aplicar la metodología desarrollada en el capítulo 4, en los sistemas de prueba de Wollenberg [25] y del IEEE de confiabilidad [18]. Y se compara el valor esperado del costo por fallas contra el costo existente de la red de transmisión, para saber que porcentaje es de este costo y así justificar la inclusión del concepto dentro del costo por el uso de la red.
En el capítulo 6 se muestran las conclusiones y aportaciones de este trabajo, así como una propuesta de trabajos futuros.
Capítulo
2
COSTOS DEL SERVICIO DE
TRANSMISIÓN.
INTRODUCCIÓN.
El cambio en la forma de pago de las redes ha sido una consecuencia del cambio de estructura que están experimentando los sistemas eléctricos de países desarrollados. Por ello han surgido nuevos métodos y procedimientos de reparto del costo del servicio de transmisión.
La modificación de la organización de los Sistemas Eléctricos (S. E.), que ha sido debida a la reestructuración, ha afectado principalmente al negocio de la generación de la electricidad. La transmisión tampoco ha sido ajena a este cambio. El impacto de la reestructuración en la transmisión, se puede concentrar en tres aspectos claves: el acceso a las redes, su remuneración y el proceso de toma de decisiones respecto a las nuevas inversiones.
Desde sus orígenes, la industria eléctrica ha sido entendida como un monopolio natural. Es decir, la opción más barata de suministro de la electricidad era la de optar por un único suministrador. Las peculiares condiciones del negocio eléctrico parecían conducir naturalmente a ello. Como consecuencia, surgieron compañías verticalmente integradas tanto públicas como privadas, que desarrollaron un sector que siempre ha sido fuertemente regulado y manejado por los poderes públicos, que tenían la responsabilidad de garantizar el suministro y con frecuencia se responsabilizaban de la planificación más conveniente en cada momento.
Pero este modelo parece estar ya agotado y necesita un cambio. La causa de su caducidad puede fundamentarse por varias razones. Una de ellas, de carácter económico, se refiere a la gran insatisfacción que se ha producido en los consumidores por motivos tales como los siguientes: ineficiencias del sistema, aumento de las tarifas, exceso de capacidad de generación y diferencias apreciables entre los precios de la electricidad ofrecidos por distintas empresas, así como la experiencia en otros sectores energéticos cuyos precios se redujeron después de la reestructuración [1]. Evidentemente no son los mismos motivos los que inducen a todos los sistemas a estos cambios, ya que cada sistema eléctrico tiene sus propias características.
Un aspecto donde sí parece que el modelo competitivo va a superar al tradicional se refiere al envío de señales económicas eficientes (Por señales eficientes se entiende aquí los incentivos económicos de cualquier tipo (tarifas, sanciones, etc.) que promueven el uso racional y óptimo de los recursos limitados de los que se dispone.) dirigidas al conjunto de agentes del sistema. En la regulación tradicional con esquemas de remuneración basadas en el costo de suministro, este tipo de señales óptimas no suelen estar presentes. La razón que puede justificar esta carencia puede ser doble. Por un lado la mentalidad política tenía como principal objetivo garantizar el suministro por encima de todo y por otro las empresas eléctricas ponían mayor énfasis en la perfección técnica del servicio que en su economía.
2.1 CONCEPTO DE SERVICIO DE TRANSMISIÓN.
Todo costo incurrido proviene de la prestación de un servicio determinado. Por lo tanto, el primer paso es definir el servicio de transmisión cuyos costos se van a asignar entre usuarios.
Un concepto válido de servicio de red puede ser la siguiente [2]: “Cualquier actividad con valor económico realizada por la entidad a cargo de la red de transmisión para otros participantes del sistema eléctrico”. Una sencilla clasificación que puede hacerse de los diversos tipos de servicio de transmisión es la que se da a continuación [34]:
• Servicio principal: consiste en la transmisión de energía eléctrica entre los nodos definidos como fronteras entre la red de transmisión y los agentes.
• Servicios complementarios: son servicios indispensables para el correcto funcionamiento del sistema y que en general se prestan conjuntamente con la generación: Regulación de frecuencia, reservas operativas, potencia reactiva, arranques en negro, etc.
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN.
Es un hecho generalmente aceptado que la actividad realizada por la red sea catalogada como monopolio natural. Y esto es así por un doble motivo concerniente a las instalaciones y a la operación del sistema. También es un monopolio natural en lo que respecta a la operación, ya que la fuerte interdependencia que existe entre todos los elementos de un sistema eléctrico hace que sea necesario operar la red en conjunto.
Todo lo anterior no significa que no puedan existir varios propietarios de la red de transmisión (como en los Estados Unidos). No es incompatible la propiedad con la operación única. Sin embargo, sí es importante darse cuenta que sin la adecuada regulación, la propiedad y explotación de la red eléctrica da un enorme poder de mercado a quien la posee.
Por todo ello es claro que el servicio de transmisión debe ser necesariamente regulado, tanto si se habla de un modelo tradicional, como de uno de libre mercado.
2.3 REGULACIÓN DE LA TRANSMISIÓN.
En el apartado anterior se ha puesto de relieve el carácter regulado que debe tener el servicio de transmisión. Pues bien, la regulación que se adopte en cada caso deberá cumplir un conjunto mínimo de condiciones o requisitos que le son exigibles en distintos aspectos como precio, acceso, inversiones y operación. Estos requisitos han de contemplarse particularmente desde el punto de vista de viabilidad, eficiencia económica y calidad del servicio. Los requisitos que debe cumplir una regulación cualquiera son las siguientes [3]:
1. Debe garantizar la viabilidad del suministro eléctrico. La garantía de la viabilidad del suministro afecta a cada una de las áreas de negocio involucradas en el suministro: generación, transmisión y distribución. Este criterio se aplica de forma conjunta, no de forma individual, a cada una de esas áreas y lo que expresa es que las tarifas de transmisión no deben impedir que estas se remuneren de forma adecuada y puedan así mantener su actividad.
costo posible. Al mismo tiempo deben guiar a los usuarios del servicio a tomar las decisiones correctas en el largo plazo, como son localización de nuevas instalaciones, etc.
3. La regulación debe fomentar la mayor eficiencia económica posible en la realización de inversiones en nuevas instalaciones de red. El marco regulador debe incentivar la elección de las alternativas óptimas de expansión de la capacidad de transmisión, y además, debe procurar que una vez elegidas, éstas se realicen de la forma más eficiente posible.
4. Debe impulsar la mayor eficiencia económica posible en la realización de las tareas de mantenimiento y de operación de las instalaciones de red. El control de la operación y el mantenimiento de las instalaciones debe ser lógicamente centralizado de forma que ambas actividades estén coordinadas, condición indispensable para alcanzar la debida eficiencia. El establecimiento de sanciones para casos de desempeños deficientes en el campo del mantenimiento y de la operación, puede ser necesario como incentivo.
5. Debe hacer posible la consecución de la mayor calidad posible (en particular la disponibilidad) en la prestación de los servicios de transmisión. El objetivo del cuerpo normativo que deba regir la actividad de la transmisión debe ser el de alcanzar un nivel óptimo de confiabilidad. Este nivel óptimo lo es desde el punto de vista económico y no técnico.
6. Debe reducir, en lo posible, el nivel de riesgo económico que pueda estar asociado a la incertidumbre en el valor de las tarifas de transmisión. La regulación debe proveer los adecuados instrumentos financieros o de otro tipo para que sea posible disminuir el riesgo que, para los agentes económicos, ocasiona la incertidumbre que puedan tener las tarifas de transmisión.
7. Debe procurar la mayor consistencia posible entre la regulación de los servicios de red suministrados por las instalaciones de red ya existentes y por las futuras. En la medida de lo posible es necesario que exista un tratamiento similar y coherente de las instalaciones nuevas – realizadas en un nuevo marco regulador – y las ya existentes.
2.4 IMPACTO DE LA NUEVA REGULACIÓN EN LA TRANSMISIÓN.
Como se ha mencionado anteriormente la nueva tendencia liberalizadora de los S. E. tiene como resultado que tanto la operación como la función de la red deban ser replanteadas. El libre acceso de los agentes del sistema a la red lleva aparejada la puesta en marcha de nuevos procedimientos de asignación de los costos de transmisión. El libre establecimiento de generadores y consumidores en la red lleva a problemas en la planificación de nuevas instalaciones de transmisión. El libre intercambio de energía por la red produce nuevas situaciones en la operación como es el qué hacer cuando aparecen congestiones.
2.4.1 ACCESO.
La libertad de acceso a las redes es una condición importante para establecer un marco regulatorio competitivo. Sin el libre acceso no es posible la libre transacción de energía entre los participantes de un mercado eléctrico, y por lo tanto la competencia no es posible.
2.4.2 REMUNERACIÓN.
Como se ha mencionado antes, la consideración del negocio de transmisión como un monopolio natural goza de una general aceptación. Esto significa que la transmisión debe ser un negocio regulado aún cuando otras actividades de los S.E. estén liberalizadas. Por lo tanto se plantean algunas preguntas a las que se debe dar respuesta:
¿Qué es lo que debe pagarse por los servicios de transmisión? Existen diversas alternativas para responder a esta pregunta. Una de ellas es la de pagar a la empresa encargada de la transmisión únicamente sus costos reconocidos de servicio calculados en función a unos determinados estándares. También puede establecerse un límite en los ingresos unitarios indexado con una determinada magnitud como la demanda y con incentivos a la mejora de eficiencia.
¿Quién lo debe pagar? La respuesta puede seleccionarse entre tres opciones: los consumidores, los generadores o ambos. En los S.E. liberalizados hasta el momento no existe una unanimidad en dicha elección. En algunos sistemas se ha utilizado el argumento de que la red permite a los generadores llegar a la demanda, y por lo tanto, son estos los que deben pagar la red. Curiosamente se ha utilizado en otros países el argumento simétrico – la red permite a los consumidores ser abastecidos por los generadores – para justificar el cargo a los consumidores.
Figura 2.1: Aspectos de la transmisión que sufren cambio: Acceso, Remuneración e Inversión.
Regulación Tradicional
Restringido a los participantes del mercado regulado
Remuneración en base al costo del servicio, con o sin incentivos
por eficiencia
Planificación centralizada para minimizar el costo conjunto del
suministro
Regulación de Mercado
Implícito o explícito para todos los participantes
Ídem, pero asignando los costos con señales económicas eficientes
en el corto y largo plazo
Diversas alternativas a la planificación centralizada, con
mayor participación de los agentes, en respuesta a las
señales económicas
A
R
2.4.3 INVERSIÓN.
El objetivo de la planificación tradicional de la transmisión consiste en determinar las ampliaciones en capacidad de la red para un horizonte determinado. Este objetivo debe ser cumplido atendiendo a las siguientes condiciones:
• Minimización del costo de suministro.
• Cumplimiento de diversos criterios de aceptabilidad de las inversiones tales como condiciones técnicas, de seguridad, del medio ambiente, etc.
Con la introducción de la regulación de mercado se añade una compleja serie de dificultades que en general son producto de la ausencia de un planificador centralizado.
• Existe incertidumbre en la expansión del equipo generador debido a que existe libertad de acceso a la red para todo aquél que quiera instalarse.
• Lo anterior aumenta la impredictibilidad de los flujos de potencia por la red [35], lo que hace más difícil para la entidad de red la planificación de la misma.
• Dependiendo del tipo de remuneración que se establezca para la entidad de red, ésta podría tener incentivos perversos que la llevarán a no planificar o a hacerlo deficientemente.
Todas estas dificultades que se añaden a la planificación de la red producen los efectos siguientes:
• Las instalaciones existentes se tienden a usar al máximo de sus posibilidades.
• Los criterios de seguridad son reevaluados para comprobar que están económicamente justificados.
Por todo lo dicho hasta ahora, se puede intuir que la planificación de nuevas instalaciones no es un asunto de fácil solución en los S.E. de tipo competitivo. Este problema no ha sido resuelto de forma adecuada.
2.5 MARCO CONCEPTUAL PARA DETERMINAR LOS COSTOS DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN.
Por causa del incremento en el acceso a los elementos de transmisión, existe una necesidad creciente de identificar los costos directos e indirectos del servicio de transmisión, para poder controlar estos costos y establecer apropiadamente precios para los servicios de transmisión.
Existe un marco para analizar el tema de los costos de transmisión [4]. Este marco tiene tres pasos: (1) definir los servicios de transmisión; (2) identificar los costos del servicio de transmisión; y (3) calcular los costos de transmisión. Estos pasos se muestran en la figura 2.2.
En el paso 1, se define un servicio específico ( o grupo de servicios) en términos de sus atributos. Se definen siete atributos que son generalmente convenientes para describir cualquier servicio específico y determinar el impacto de estos servicios en los costos de transmisión.
El paso 3 usa las definiciones de los servicios de transmisión del paso 1 y los elementos de costos identificados en el paso 2 para calcular los costos atribuibles a cada servicio. Y esto se hace así para completar tres tareas claves:
• Definir el concepto de costo económico a ser usado.
• Escoger el método de cálculo a ser aplicado.
[image:20.612.86.528.155.476.2]• Aplicar el método elegido para cuantificar los costos.
Figura 2.2: Marco conceptual para analizar los costos de transmisión.
Petición del Servicio de Transmisión u Ofertas de Servicios de
Transmisión
Información sobre el sistema y los costos
Selección del Concepto de Costo
Paso 1 Definir el Servicio
Paso 2 Identificar los Costos
Paso 3 Calcular los Costos
Costo Específico a ser Calculado
El Costo de cada Servicio
Entradas Marco Salidas
Definir el concepto de costo incluye especificar cuatro diferentes aspectos del concepto de costo económico, incluyendo el tipo de costo, si los costos se van a calcular antes o después de que estos incurran, la duración del período en el que se aplica el costo, y cualquier diferenciación del período de tiempo entre períodos en un año.
2.5.1 DEFINICIÓN DE LOS DIFERENTES SERVICIOS DE TRANSMISIÓN.
Una definición de servicios de red coherente en el contexto de mercados liberalizados puede ser la mencionada en 2.1 como “todas aquellas actividades con valor económico realizadas por la entidad a cargo de la red para otros participantes del sistema eléctrico”.
La definición de los servicios de red se hace en función de unos determinados atributos que son los siguientes:
• Cantidad, establecida en potencia o energía. Define el volumen del servicio a prestar.
• Firmeza. Define las condiciones de interruptibilidad del servicio.
• Duración. Define si es de corto plazo, medio o largo plazo.
• Perfil de uso. Indica en que condiciones se va ha realizar el servicio.
• Responsabilidad de las pérdidas. Indica quien se debe hacer cargo de las pérdidas que produzcan las transacciones.
• Otras características específicas del servicio.
Mediante estos atributos se definen hasta seis tipos diferentes de servicio, como por ejemplo servicio firme de largo plazo punto a punto.
2.5.2 IDENTIFICACIÓN DE LOS COSTOS.
Los costos se determinan de acuerdo a los requerimientos que la prestación de cada servicio exige al transportista. Se pueden definir varios componentes necesarios de la actividad del transporte para su correcto funcionamiento:
• Análisis y estudios: En este concepto se incluye el costo para que la empresa de transmisión tenga el estudio detallado de la operación de su sistema.
• Tareas administrativas: Se refiere a todo tipo de trabajos administrativos que requiera el funcionamiento de la empresa de transmisión, así como otras tareas que le sean encargadas por la regulación.
• Capacidad de transporte: En este se incluyen el costo de operación y mantenimiento, así como el costo de capital de las instalaciones necesarias para proveer de capacidad de transmisión a los usuarios. Este es el costo más importante.
• Nuevas instalaciones: La prestación correcta del servicio puede requerir la inversión en nuevas instalaciones.
• Monitoreo y control de frecuencia, límites de flujo, niveles de tensión, gestión de reactivos, etc.: En este concepto se incluyen los llamados servicios complementarios. Estos son normalmente prestados por la entidad de red conjuntamente con los generadores.
En general cualquier servicio de transmisión puede ser dividido en ocho componentes, como se muestra en la figura 2.3 [4].
Los atributos del servicio definidos en 2.5.1 afectan a los ocho componentes del servicio de distintas maneras. Mientras todos los atributos del servicio se requieren para definir exactamente un servicio específico, la importancia relativa de estos atributos varía entre los componentes del servicio.
Figura 2.3: Componentes del servicio de transmisión.
Análisis y arreglos del servico pedido
Facturación de los Servicios y Recolección de Ganancias
Proveer/Reservar Capacidad de
Transmisión
Proveer Elementos Adicionales (si es
necesario)
Control de frecuencia y del flujo de potencia
Suministro adecuado de
Reactivos y Control de voltaje
Mantener la Seguridad y Disponibilidad del
Sistema
Monitorear/Medir la entrega del
servicio.
Servicios Administrativos
Capacidad de Transporte
Servicios de Entrega
2.5.3 CÁLCULO DE LOS COSTOS DE TRANSMISIÓN.
Una vez concluidos los dos pasos anteriores, el que queda es la elección del procedimiento a aplicar para repartir los costos elegidos entre los usuarios. Pero para esto antes se debe seleccionar un concepto de costo. El proceso de definir un concepto de costo incluye definir el tipo de costo, si el costo se calcula antes de que incurra o después de que ha incurrido, duración del análisis, y la diferenciación de los períodos de tiempo.
2.5.3.1 SELECCIÓN DEL CONCEPTO DE COSTO.
Es necesario definir con precisión la clase de costo que se va a calcular. Para seleccionar el concepto de costo económico es importante considerar el contexto en que se aplicará este marco de referencia.
El proceso de definir un concepto de costos se ilustra en la figura 2.4. Cada cálculo de costo puede tomar lugar solamente después de que se han definido varios aspectos de los costos. Estos aspectos incluyen lo siguiente [4]:
• El tipo de costo.
• Si se trata de un costo ex-ante o ex-post (Si el costo se aplica antes o después de ocurrido).
• Duración del análisis de costos, y
Figura 2.4: Definiendo el concepto de costo económico.
TIPO EX-ANTE/EX-POST DURACIÓN DIFERENCIACIÓN DE PERIODOS DE TIEMPO
Costo Total
Costo Total Promedio
Costos Fijos Totales
Costos Varibles Totales
Costos Fijos Promedio
Costos Marginales de Corto Plazo
Costos Marginales de Largo Plazo
Costos Incrementales
Históricos
Proyectados
Un solo año
M á s d e u n a ñ o pero menos que el lapso de duración total del servicio
Más de un año e igual al período de duración total del servicio
H o r i z o n t e s d e P l a n e a c i ó n d e l transmisor
Sin diferenciación durante el año
Horas pico/ Horas fuera de pico
Estacionales
E s t a c i o n a l e n pico/ fuera de pico
T i e m p o r e a l horario o ex-post
El costo total por el servicio de transmisión, está normalmente integrado por los costos de operación, los costos de mantenimiento, los costos de inversión, costos por mejoras y extensiones de la red de transmisión, entre otros. Estos costos, están integrados en tres grupos principales [5]: Costos variables, costos fijos y costos complementarios. Los costos variables que también son conocidos como costos increméntales, a su vez pueden ser agrupados en costos de operación, costos de mejoras y costos de oportunidad. Los costos fijos están integrados en un solo grupo llamado costos del sistema existente, y los costos complementarios están comprendidos por los costos de servicios auxiliares y los costos por interrupciones en el servicio.
Dependiendo del tipo de transacción uno o más de los costos antes mencionados serán asignados a la transacción. Por ejemplo, todas las transacciones de transmisión firmes incluyen la componente correspondiente a los costos del sistema existente. Las transacciones de corto plazo generalmente no incurren en costos de mejoras. Las transacciones firmes de largo plazo que son puestas en operación debido a mejoras del sistema de transmisión para eliminar las restricciones de operación generalmente no incurren en costos de operación.
2.5.3.1.1 COSTOS VARIABLES.
Como se ha mencionado anteriormente, los costos variables comprenden a los costos de operación, los costos de oportunidad y los costos de mejoras. Estos costos a su vez están comprendidos por los costos de los combustibles empleados en la generación, costos variables por operación y mantenimiento, entre otros. Estos costos son generalmente expresados sobre bases anuales y una vez identificados son distribuidos espacialmente en el tiempo, de acuerdo a la tasa de interés vigente, en costos mensuales con base en los cuales se establecen los períodos de facturación y cobranza.
2.5.3.1.1.1 COSTOS DE OPERACIÓN.
Los costos de operación de una transacción de transmisión es el costo de producción (combustible), que la compañía transmisora incurre para dar lugar a la transacción. Los costos de operación son debidos a los redespachos de generación y a la reasignación de unidades. El redespacho de generación es causado por el cambio en las pérdidas y por las restricciones de operación tales como flujos en las líneas y los límites de voltajes en los nodos. La reasignación de unidades de generación es impactado por factores tales como el tiempo de conexión y costos de arranque de cada unidad de generación y los requerimientos de reserva rodante.
2.5.3.1.1.2 COSTOS DE OPORTUNIDAD.
Básicamente los costos de oportunidad de una transacción de transmisión corresponden a los beneficios que se pierden o se obtienen debido a las restricciones en la operación que son causadas por la transacción. La pérdida u obtención de beneficios pueden surgir a través de alguno de los siguientes mecanismos [5]:
Aumento en los costos de producción si la compañía no puede operar el sistema de manera económica debido a restricciones de operación. Una transacción de transmisión que cause tales restricciones resultará en una pérdida de beneficios y por lo tanto incurrirá en costos. Si una transacción remedia alguna congestión de transmisión permitiendo que transacciones adicionales tengan lugar en la red, esta proporciona beneficios al sistema y reduce los costos.
Contribución indirecta a los costos del sistema de transmisión existentes por todas las potenciales transacciones firmes que le han precedido debido a restricciones de operación. Dado que parte de los costos de las instalaciones existentes son asignados a transacciones firmes, su pérdida resultará en una pérdida de beneficios para las restantes. Una transacción de transmisión que ocasione restricciones de transmisión incurre en costos para las transacciones que ya están operando en el sistema.
2.5.3.1.1.3 COSTOS DE MEJORAS.
Los costos de mejoras de una transacción de transmisión corresponden a los costos de todas las mejoras de transmisión necesarias para dar lugar a esa transacción de transmisión. Los costos de mejoras pueden ser los costos de mejoras de transmisión planeadas y que son aplazadas por la presencia de la transacción.
Un método adecuado para identificar el plan de costos mínimos en vista de la naturaleza aleatoria de las mejoras de transmisión, la abundancia de soluciones disponibles, y la abundancia de las incertidumbres de las restricciones es extremadamente difícil.
Las consideraciones y los datos relacionados con el crecimiento de la carga a futuro, la adición de nuevas fuentes, los escenarios de operación a ser considerados, los costos involucrados y la optimalidad de la solución final, son aproximados en los mejores de los casos.
La planeación de costos mínimos requiere un correcto balance entre los costos de expansión del sistema de transmisión y los costos subóptimos de operación del sistema. De nueva cuenta incertidumbre en los datos y la carencia de herramientas adecuadas hacen esta tarea muy difícil.
2.5.3.1.2 COSTOS FIJOS.
Los costos fijos, comprendidos por los costos del sistema existente, generalmente involucran a los costos de inversión de capital de las instalaciones, los costos fijos por operación y mantenimiento, los costos fijos por depreciación y pagos de intereses bancarios, costos fijos por actividades administrativas y de supervisión, etc. Estos costos al igual que los variables, generalmente se expresan con bases anuales. Sin embargo para propósitos de facturación y cobranza estos costos se distribuyen espacialmente en el tiempo con la tasa de interés vigente en costos mensuales.
Todos los costos antes mencionados son directamente causados por la transacción. Estos, son los costos directos de suministrar servicios y son colectivamente llamados costos incrementales de una transacción de transmisión. El costo del sistema existente de transmisión es el costo asociado con la inversión realizada para construir y los gastos incurridos en mantener dicho sistema.
Como el costo del sistema de transmisión existente es generalmente grande, la componente más grande del costo total de una transacción es el costo del sistema existente. Para darse una idea de que tan grande puede ser este costo, la C.F.E. divide los componentes de este costo en inversión en las líneas y subestaciones [6].
Los principales componentes del costo de cualquier línea de transmisión son:
Equipos:
• Estructuras (torres)
• Aisladores
• Conductores
• Cable de guarda
• Herrajes.
Obra civil y montaje electromecánico:
• Mano de obra
• Equipo de construcción
• Materiales de construcción. Otros gastos:
• Derechos de vía
• Estudios topográficos
• Supervisión de construcción.
De la misma manera que en las líneas de transmisión, en las subestaciones existen diferentes arreglos que se determinan de acuerdo a las necesidades que se tengan en la zona en que estará ubicada la instalación. Las principales componentes del costo de una subestación son:
Equipos:
• Transformadores de potencia
• Reactores
• Interruptores
• Cuchillas desconectadoras
• Transformadores de potencial
• Transformadores de corriente
• Apartarrayos
• Trampas de onda
• Barras de conexión
• Tableros de protección, control y medición
• Tableros de servicios propios
• Cables de control
• Sistemas de tierras
• Sistemas de comunicación. Obra civil y montaje electromecánico:
• Mano de obra
• Equipo de construcción
• Materiales de construcción
Otros gastos:
• Indemnizaciones
• Transporte de materiales y equipo
• Estudios topográficos
• Supervisión de construcción. 2.5.3.1.3 COSTOS COMPLEMENTARIOS.
Básicamente los costos complementarios asignados a una transacción, se refieren a los costos incurridos por una transacción debido al suministro de servicios auxiliares y a los pagos por compensación que una transacción recibe por interrupciones en el servicio.
2.5.3.1.3.1 COSTOS POR SERVICIOS AUXILIARES.
Los servicios auxiliares, son los servicios requeridos para la operación adecuada del sistema de transmisión. Estos servicios incluyen la regulación de la frecuencia, el soporte de voltaje, reservas, etc.
• Costos de despacho de potencia reactiva.
• Costos de infraestructura de comunicación.
• Costos de recursos de generación tales como excitadores.
• Costos de equipos suministradores de potencia reactiva.
• Costos de capacidad para suministrar reservas.
• Costos de combustible debido a redespachos.
• Costos por pérdidas.
2.5.3.1.3.2 COSTOS POR COMPENSACIÓN.
Estos costos representan en realidad una bonificación al usuario por interrupciones en su servicio. Estos costos se determinan con relación al índice de confiabilidad actual de la red de transmisión.[21]
2.5.3.2 SELECCIÓN DEL MÉTODO DE COSTEO.
Una vez elegido el concepto de costo como se vio en los párrafos anteriores, se debe escoger el método de cálculo de costos apropiado, se debe identificar los métodos disponibles y decidir cual es el más apropiado. Existen doce clases de métodos identificados, dentro de los cuales se encuentran [4]:
1. Métodos tradicionales.
• Contabilidad de costos y métodos de análisis relacionados,
• Métodos simples de costos promedio e incremental, y
• Métodos de trayectoria contratada.
2. Metodologías para un solo sistema o múltiples.
• Método MW-Milla,
• Método de trayectoria medida en el sistema,
• Método de costos de trayectoria real, y
• Método MW-Milla modificado.
3. Métodos para multi-sistemas.
• Acuerdo general sobre trayectorias paralelas, y
• Método de trayectoria contratada.
4. Métodos de costos marginales.
• Métodos relacionados con costos de inversión,
• Costos marginales nodales de largo plazo y expansiones, y
2.6 MARCO LEGAL DE LA TRANSMISIÓN.
Cada país ha desarrollado su propio sistema de tarificación de acuerdo a las características propias de sus sistemas. En esta parte se revisan los esquemas de algunos países latinoamericanos.
2.6.1 CHILE.
En Chile, el sector eléctrico está dividido en generación, transmisión y distribución. Dado que la ley no contempla la existencia de comercializadores sin capacidad instalada para la transacción de energía eléctrica, se le deja esta a las empresas generadoras.
La ley establece que cuando una central generadora esté conectada a un sistema de transmisión perteneciente a un tercero y éstas se encuentran dentro del área de influencia de la central, se entenderá que el propietario de la central hace uso efectivo de dichas instalaciones, independientemente del lugar y de la forma en que se comercializan los aportes de potencia y energía que aquella efectúa y, por lo tanto, debe pagar a su dueño por el uso de estas. El área de influencia es definido por la ley chilena como “El conjunto de líneas, subestaciones y demás instalaciones del sistema eléctrico, directa y necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de una central generadora”.
Los propietarios de las instalaciones de transmisión involucradas en el uso de las centrales generadoras están en derecho de percibir una retribución compuesta por el ingreso tarifario (IT), el peaje básico y, si corresponde, un peaje adicional. Estos pagos seguran a los dueños de los sistemas de transmisión la retribución del costo de inversión de las instalaciones en forma de valor nuevo de reemplazo (VNR), y los costos de operación y mantenimiento (COYM).
El ingreso tarifario queda definido en la ley como la cantidad que percibe el dueño de las instalaciones de transmisión involucradas correspondiente a la diferencia que se produzca en la aplicación de los precios nodales en cada barra del área de influencia.
Por su parte el peaje básico se define como el monto que resulta de la suma de la anualidad del valor nuevo de reemplazo (AVNR) de las instalaciones, costos de operación y mantenimiento (COYM), descontando el ingreso tarifario anual. En resumen el peaje básico queda definido por la siguiente expresión:
Peaje Básico
=
AVNR
+
COYM
−
IT
(2.1)Este peaje básico será prorrateado entre los usuarios de la instalación “j” de acuerdo a la potencia máxima transmitida por el interesado “i” respecto de la potencia máxima total transitada por todos los usuarios de dichas instalaciones. En resumen se prorratea de acuerdo a la siguiente relación:
∑
=
i MAX
j i MAX
j i ij
P
P
C
, ,
(2.2)
2.6.2 ARGENTINA.
comercialización de la energía eléctrica se ha establecido que el propietario de las instalaciones de transmisión está obligado a otorgar libre acceso a sus instalaciones a terceros, mediante pagos de peajes.
El sistema de transmisión argentino es tarificado a través de dos componentes: un ingreso fijo y uno variable.
Entre los ingresos fijos se contemplan:
• Cargos por conexión. Estos son originados por los equipos de conexión y transformación necesarios para conectar a los usuarios del sistema de transmisión. Este carga es prorrateado entre los usuarios de acuerdo a la potencia máxima requerida por instalación.
• Remuneración por energía eléctrica transportada (RAEET). Este cargo contempla un monto fijo, que es pagado anualmente en cuotas mensuales.
Entre los ingresos variables se contemplan:
• Remuneración por Capacidad de Transporte (RTCT). Este pago corresponde al monto referente a las instalaciones de interconexión entre los nodos del sistema. Este monto considera un cargo por los costos de operación y mantenimiento.
• Recaudación Variable Total por Transporte de Energía (RVTE). Este corresponde a la diferencia entre el valor de la energía en el nodo de retiro y el de inyección. Los precios en distintos nodos quedan definidos de acuerdo al valor marginal de las pérdidas originadas en la transmisión. Este carga es equivalente al Ingreso Tarifario de Energía en otros países.
• Recaudación Variable por Potencia Vinculada (RVPV). Esta cantidad corresponde a la diferencia entre el monto que pagan por potencia los consumidores de mercado eléctrico y lo presupuestado en la programación estacional que deben obtener los generadores por la venta de potencia.
• Recaudación Variable Total por Energía Eléctrica Transportada (RVT). Este monto corresponde a la suma de la Recaudación Variable Total por Transporte de Energía (RVTE) y la Recaudación Variable por Potencia Vinculada (RVPV).
• En caso de existir restricciones de capacidad, se acumulan en una cuenta de excedentes (La cuenta de Apartamientos) la diferencia entre la remuneración de la empresa concesionaria y lo que corresponde pagar a los usuarios.
La forma de pagos es la siguiente: los dueños de las instalaciones de transmisión reciben de los usuarios el cargo complementario, el cual contempla la suma de la Remuneración por Energía Eléctrica Transportada (RAEET) y la Remuneración por Capacidad de Transporte, descontando la Recaudación por Ingresos Variables (RVT) y el monto de la cuenta de Apartamientos (SCAP).
El cargo complementario es prorrateado según la participación marginal del usuario, analizando el área de influencia tanto para generadores como para consumos.
2.6.3 BOLIVIA.
total de transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación, mantenimiento y administrativos del sistema de transmisión económicamente adaptado. La renumeración del transmisor está basada en una tasa de descuento del 10% y un período de 30 años de vida útil para los costos de inversión y 3% para los costos de operación, mantenimiento y administrativo. Los precios son aprobados semestralmente por la Superintendencia de Electricidad para cada tramo del sistema, sobre la base de un costo de un sistema de transmisión económicamente adaptado, que ha sido fijado para las instalaciones existentes sobre la base de un estudio de consultoría externo, aprobado pos la Superintendencia de Electricidad.
El precio máximo de transmisión está compuesto por el ingreso tarifario y un peaje.
El ingreso tarifario se obtiene como la diferencia entre los retiros valorizados de energía y la potencia de punta, menos las inyecciones valorizadas a costo marginal de cada generador correspondiente a energía y potencia de punta. Este valor es determinado por el CNDC.
El peaje calculado como la suma de la anualidad del costo de inversión, más los costos de operación y mantenimiento, descontando el ingreso tarifario anual. Este peaje es prorrateado entre los generadores del sistema de acuerdo al uso que hacen de éste, uso que puede ser atribuible tanto a generadores como a consumos.
El uso que los generadores hacen del sistema de transmisión es definido de acuerdo al concepto de área de influencia. Esta es definida como el conjunto de instalaciones del sistema interconectado del sistema troncal que ve incrementado su flujo de energía cuando una central generadora aumenta su energía aportada al sistema.
El peaje calculado para cada generador por hacer uso de un determinado tramo del sistema de transmisión, es calculado considerando todas aquellas centrales que poseen a ese tramo dentro de su área de influencia. El peaje se prorratea entre estos generadores calculando un factor Ci de participación de acuerdo a la potencia firme de éste. Por ejemplo para un generador i, el factor se calcula como:
∑
=
j i
C
j
Firme
Potencia
i
Firme
Potencia
(2.3)
En la ley se establece que si un tramo del sistema de transmisión es propiedad de más de un agente, el peaje se distribuye en proporción a la capacidad de transporte que aporta cada uno de los dueños del tramo.
2.6.4 PERÚ.
En Perú, el ente regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE). Éste es un organismo con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa, responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica de acuerdo a los criterios establecidos en la ley. La CTE cuenta con un Consejo Directivo integrado por cinco miembros nombrados por el ministro de Energía y Minas. Las principales funciones del consejo son: fijar las tarifas de venta de energía eléctrica, resolver como última instancia administrativa los asuntos de materia de fijación tarifaria e imponer las sanciones que indican los reglamentos.
principal y sistemas secundarios de transmisión de cada sistema interconectado, y fijar y actualizar los Valores Nuevos de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución.
Los generadores y propietarios del sistema de transmisión en interconexión conforman el Comité de Operación Económica del Sistema (COES) que debe coordinar la operación al mínimo costo garantizando la seguridad del abastecimiento y la optimización de los recursos energéticos.
El COES debe planificar la operación del sistema interconectado, controlar los programas de operación, coordinar mantenimientos, calcular costos marginales de corto plazo, calcular potencia y energía firme y garantizar a sus integrantes la compra y la venta de energía a costo marginal de corto plazo.
Cada COES debe fijar las tarifas de barra, realizando un proyección de demanda par 48 meses, determinando un plan de obras de generación y transmisión en base a la referencia que elabora el Ministerio de Energía y Minas, calculando los costos marginales esperados de corto plazo para determinar el precio básico de la energía para bloques horarios. Por otra parte debe calcular para cada barra los factores de pérdidas de potencia y energía para un sistema económicamente adaptado. La Ley peruana define un sistema económicamente adaptado como: “Aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio”.
Al precio de potencia por barra se le agrega un cargo correspondiente al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Se considera Sistema Principal a las instalaciones de alta tensión que permiten flujo bidireccional de energía y tiene alta utilización. Cada cuatro años o por la incorporación de una central, se evalúan las instalaciones que deben calificarse como Sistemas Principales. Este Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión (una anualidad de la inversión calculada considerando el Valor Nuevo de Reemplazo, con una Tasa del 12% y los Costos de Operación y Mantenimiento de Sistema Económicamente Adaptado) y el ingreso tarifario. El Peaje de Conexión es pagado en proporción a la potencia firme de cada generador. El sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en cualquier barra de dicho sistema (concepto similar al área de influencia utilizado en Chile, sin embargo en este caso el sistema completo es el área de influencia común a todos los generadores).
La CTE debe calcular anualmente el Peaje por Conexión y su respectiva fórmula de reajuste mensual, calculando el Costo Total de Transmisión, tomando en cuenta el ingreso Tarifario esperado, que le deberá proporcionar el respectivo COES.
Los sistemas secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas. En el caso que un generador utilice instalaciones de un sistema secundario de transmisión, debe convenir con sus propietarios un precio a pagar por el uso de las instalaciones, que debe cubrir los costos medios del sistema y se paga sólo en caso que el uso sea en el sentido del flujo típico en dichas instalaciones. En caso de discrepancia entre propietarios y usuarios, estos pueden solicitar a la CTE que dirima el conflicto, el que deberá resolver en un plazo máximo de 30 días desde su presentación.
2.6.5 COLOMBIA.
pagando por ello. Se ha definido un esquema de cargos por uso y por conexión a los sistemas de transmisión y distribución. Por otra parte también se definen dos tipos de usuarios que pagan por el uso del sistema: generadores y comercializadores de energía.
Existe un componente fija de los cargos que corresponde al 15% delos ingresos regulados del sistema de transmisión. El sistema nacional se divide en zonas y subzonas para definir en cada una de ellas los cargos máximos por uso del sistema.
Existe un cargo por uso, el cual se basa en determinar los costos por uso del sistema de transmisión en máxima exigencia. Esto es, considerando los costos de inversión, operación y mantenimiento de la red mínima capaz de satisfacer la condición de máxima exigencia. El cargo se divide en un parte fija y otra variable.
Para el cálculo del cargo por uso, se define un costo unitario ($/MW-Km) entre cada dos puntos del sistema considerando el costo de reposición y mantenimiento mayor del sistema. Se plantean escenarios de exigencia para el sistema, se simula la operación con un flujo de potencia para condiciones de carga máxima, media y mínima. De estos casos se obtiene la condición extrema para línea del sistema para dimensionar una red mínima.
Los costos nodales de transmisión son obtenidos de la solución del modelo de transporte que optimiza la red minimizando los costos de inversión, operación y mantenimiento, sujeto a abastecer la demanda para cada escenario y condición de carga.
Se determinan por otra parte factores de distribución de las transferencias de potencia que relacionan el flujo en las líneas con las inyecciones de potencia en cada nodo. De esta forma se determina el costo asociado a la inyección neta en cada nodo, considerando la siguiente ecuación:
(
)
∑
∑
⋅
⋅
+
⋅
=
e ij ije
e ij ij ij ij ij ij k e k K
F
G
CPM
L
RM
CU
FACTOR
GD
COSTO
, , ,, (2.4)
donde:
COSTOk Es el costo en el nodo k.
GDk,e Es el valor de demanda o generación en el nodo k en el escenario e.
CUij Es el costo unitario de la línea ij ($/MW-Km).
RMij Es la capacidad de la línea ij en la red óptima (MW).
Lij Es la longitud de la línea ij (Km).
CPMij Es el costo del par de módulos terminales de la línea ij.
Gij,e Es la función para asignar exigencia en la línea ij y
Fij,e Es el flujo en la línea ij en el escenario e.
Por último, se ajusta los indicadores para asignar el 50% de los costos a los generadores y el 50% restante a los comercializadores.
2.6.6 EL SALVADOR.
