COSTOS DE TRANSMISION POR MEDIO DE LA METODOLOGIA FLUJO DOMINANTE

(1)

I

NSTITUTO

P

OLITECNICO

N

ACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA

MECANICA Y ELECTRICA

COSTOS DE TRANSMISIÓN POR MEDIO DE LA

METODOLOGÍA FLUJO DOMINANTE.

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO ELECTRICISTA

P R E S E N T A N:

AQUINO GONZÁLEZ ERIK

PIÑA CHÁVEZ GUSTAVO ANTONIO

ROMERO REBOLLAR RUBÉN

(2)

(3)

i

JUSTIFICACIÓN

La transmisión de la energía eléctrica sigue siendo uno de los elementos más importantes de los sistemas de energía eléctrica de la actualidad. Los sistemas de transmisión entregan la energía desde las plantas generadoras a las instalaciones industriales y a subestaciones, desde las cuales los sistemas de distribución proporcionan el servicio a las zonas residenciales y comerciales.

(4)

ii OBJETIVO

La función transporte de energía del sistema de transmisión permite satisfacer la demanda con energía producida en las plantas más eficientes del sistema, aun cuando éstas estén alejadas de los centros de consumo. Esta función puede beneficiar tanto a generadores como a consumidores.

(5)

Los sistemas de transmisión entregan la energía desde las plantas generadoras a las instalaciones industriales y a subestaciones, desde las cuales los sistemas de distribución proporcionan el servicio a las zonas residenciales y comerciales.

La función transporte de energía del sistema de transmisión permite satisfacer la demanda con energía producida en las plantas más eficientes del sistema. El sistema de transmisión aumenta la competencia en el mercado eléctrico.

El propósito fundamental de sistema de transmisión de una compañía de servicios eléctrico es transmitir la energía desde las unidades generadoras hasta el sistema de distribución, que es el que un último término alimenta a las cargas.

El diseño de los sistemas de transmisión es la selección de líneas y equipos necesarios que entregaran la energía requerida y darán la calidad de servicio por el costo promedio global mas bajo durante toda la vida en servicio.

En un mundo competitivo ideal todos los beneficios de la coordinación se conseguirían con el mejor conjunto de pares de contratos no discriminatorios de compra/venta entre compañías vecinas. Existen dos aspectos fundamentales; considerar el acceso abierto a la transmisión dentro de un agente despachado centralmente e independiente o en un ente formado por varios miembros despachados en forma independiente.

(6)

Se han identificado seis tipos de servicios de transmisión, incluyendo cuatro tipos de servicio de punto a punto, y dos tipos de servicios de red.

El objetivo de un marco regulatorio para las inversiones en la red es tener una red que esté perfectamente adaptada al sistema eléctrico, cumpliendo cualquier restricción de confiabilidad preestablecida.

Se requiere considerar dos puntos, el primero es como identificar y tomar la decisión de construir el mejor conjunto posible de inversiones en la red. El segundo es como minimizar el costo para los clientes de construir y mantener esta infraestructura.

La mayoría de esquemas de precios de transmisión se han propuesto o aplicado en el contexto de un solo ente despachador independiente proporcionando servicios de transmisión a ambos, sus clientes nativos y a agentes externos que usan la red del operador.

Existen cuatro casos en los que se puede caer al realizar un servicio de transmisión. Tomando en cuenta los generadores, flujos de potencia, dependiendo del caso.

Existen métodos para la asignación de costos: Método de la Estampilla Postal.

Metodología de Contrato por Trayectoria. Método de MW-Milla.

Metodología de Costos Marginales de Corto Plazo.

El método que se ejemplifica es el método del flujo dominante, el cual está relacionado con la capacidad del circuito actualmente usada y la capacidad adicional, la cual corresponde a la reserva del circuito.

(7)

ÍNDICE

Justificación i

Objetivo ii

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN 1

1.1.- Clasificación de sistemas. 3

CAPÍTULO 2: ACCESO ABIERTO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN. 6 2.1- Naturaleza y motivación para el acceso abierto a la transmisión. 6 2.2.- Formatos para el acceso abierto a la transmisión. 9 2.2.1.- Estructura del sistema eléctrico y el papel de la transmisión. 9

2.2.2.- Filosofía regulatoria subyacente. 11

(8)

CAPÍTULO 3: MARCO DE REFERENCIA PARA COSTEO DE SERVICIOS DE

TRANSMISIÓN. 14

3.1.-Introducción. 14

3.2.- Definición de servicios de transmisión. 15

3.2.1.- Atributos del servicio de transmisión. 15 3.2.2.- Tipos básicos del servicio de transmisión. 16

3.2.3.- Componentes del servicio de transmisión. 17

3.2.4.- Identificación de costos. 17

3.2.5.- Acciones y costos por componente del servicio de transmisión. 18

3.2.6.- Consideraciones de la inversión. 18

3.2.7.- Precios de transmisión. 20

3.2.8.- Selección del concepto de costo. 22

3.2.9.- Cálculo de costos. 23

CAPÍTULO 4: SELECCIÓN DEL MÉTODO DE COSTEO. 24

4.1.- Métodos de costos marginales. 24

4.2.- Aplicación del método seleccionado. 26

4.3.- Puntos adicionales a considerar en el servicio de transmisión. 26

4.4.- Conceptos básicos de precios de transmisión basados en costos. 27

4.5.- Precios basados en costos del servicio. 29

4.5.1.- Tipos de metodologías de costos encerrados. 29

(9)

CAPÍTULO 5: METODOLOGÍA PARA DETERMINAR EL COSTO POR USO

DE LA RED. 34

5.1.- Consideraciones prácticas. 36 5.2.- Representación de contraflujos. 36

5.3.- Método del flujo dominante. 36 5.3.1.- Ejemplo de aplicación. 39 5.3.2.- Solución del ejemplo de aplicación. 44

5.3.3.- Conclusiones. 107

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y/O RECOMENDACIONES 108

Bibliografía 110

Glosario 112

(10)

1

1.- INTRODUCCIÓN

(11)

2

y la combinación de ambos permite a los generadores financiar la inversión en generación y la inversión en transmisión.

Al igual que en el caso de la función de transporte, se demuestra que el costo marginal de largo plazo del sistema de transmisión debiera recaer sobre los generadores, mientras que el costo fijo debiera asignarse a los consumidores.

El uso de la transmisión como sustituto de potencia instalada también se da con relación a las centrales que deben mantenerse en un sistema para proveer respaldo ante contingencias de oferta o demanda. En particular, el sistema de transmisión puede permitir proveer un determinado nivel de confiabilidad del sistema (entendido como probabilidad de falla) con menor capacidad de respaldo o bien, una menor probabilidad de falla manteniendo constante el tamaño de la capacidad de respaldo. Si los consumidores pagan por la potencia de respaldo, entonces ellos se benefician por este concepto a través de menores pagos por potencia.

Esta amenaza restringe el grado de poder de mercado que los generadores pueden ejercer en sus respectivos mercados. En consecuencia, el sistema de transmisión beneficia, por este concepto, directamente a los consumidores. Lo anterior determina que estos últimos debieran financiar aquellas líneas de transmisión que aumentan la competencia. De hecho, los generadores se ven perjudicados por su pérdida de poder de mercado, y por esta razón no están dispuestos a financiar la línea respectiva.

(12)

3

escenario correspondiente en el tamaño de generadores y plantas de energía, a la mayor homogeneidad en el patrón geográfico de las plantas de fuerza hasta cierto grado, a la reacción adversa del público al impacto visual de grandes torres. [8]

Al reconocer este escenario, se ha desplazado algo de atención de la investigación hacia la creación de líneas de voltaje intermedio más compactas. La década pasada ha visto también importantes adelantos en el diseño de las estructuras de transmisión, así como en los componentes que se emplean en la construcción de aisladores. El paso que lleva la investigación de la corriente promete mejoras continuas. En las líneas de voltaje existentes, así como el propósito de algunas alternativas de ca fundamentalmente diferentes.

1.1.- Clasificación de sistemas. Sistemas de transmisión.

(13)

4

El diseño de un sistema de ca que abarca los siguientes puntos: (1) las necesidades de flujo de energía

(2) la estabilidad del sistema y comportamiento dinámico (3) la selección del nivel de voltaje,

(4) el control de voltaje y flujo de la energía reactiva, (5) selección de conductores

(6) pérdidas

(7) el comportamiento relacionado con el efecto de corona (8) los efectos de los campos electromagnéticos

(9) el diseño de aislamiento y sobrevoltaje (10) las conexiones e interrupciones

(11) los servicios de interruptores automáticos (12) los relevadores de protección.

El diseño mecánico implica los puntos que a continuación se mencionan: (1) los cálculos de catenaria y tensión

(14)

5 (5) la selección de herrajes para los conductores.

El diseño estructural incluye:

(1) la selección del tipo de estructuras que se han de usar (2) los cálculos de cargas mecánicas.

(3) las cimentaciones (4) retenidas y anclas.

Las diversas características que forman parte de diseño de las líneas de transmisión son: (1) localización de línea.

(2) adquisición del derecho de vía. (3) perfilado.

(15)

6

2.- ACCESO ABIERTO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN.

2.1- Naturaleza y motivación para el acceso abierto a la transmisión.

El acceso abierto a la red de transmisión se refiere a la infraestructura regulatoria (derechos, obligaciones, procedimientos operativos, condiciones económicas, etc.) que permiten a dos o más entidades usar una red de transmisión, que pertenece totalmente o en parte a otra entidad o entidades, para realizar transacciones de energía eléctrica. [4]

Un agenteregulador puede tratar de promover la competencia para mejorar la eficiencia económica; por un lado permitiendo a las unidades generadoras la posibilidad de vender su producto en cualquier punto; por otro lado proporcionando a los compradores de energía eléctrica (grandes consumidores y compañías distribuidoras), el acceso a precios más bajos de electricidad, lo que se ha entendido como equivalente a la libertad de comprar energía eléctrica de cualquier vendedor potencial. [4]

Para los agentes en un sistema eléctrico, la razón básica de demandar el derecho a establecer una transacción que haga uso del acceso abierto a la transmisión es la existencia, debida a las condiciones operativas y regulatorias, de diferenciales de precios lo suficientemente grandes como para justificar el incurrir en los costos de la transacción. De este modo, las iniciativas individuales de los agentes involucrados en la transacción normalmente resultarán en un beneficio para ellos y reducciones de los costos globales de suministro de electricidad. [4]

Sin embargo, cuando los diferenciales de precio no reflejan diferencias reales en los costos de suministro o el pago por la transacción no corresponde a los costos incurridos, independientemente de que se lleve a cabo la transacción o no, la eficiencia económica global será distorsionada.

(16)

7

que todos los beneficios legales para los agentes del mercado, individual y colectivamente, que se pueden obtener a través del acceso abierto a la red, se logran con los mecanismos de mercado establecidos. [9]

De aquí que conceptualmente no sea necesario permitir transacciones adicionales que podrían favorecer solamente comportamientos oportunistas que explotan pequeñas imperfecciones de las reglas de mercado.

Bajo condiciones ideales de información completa y costos administrativos de las transacciones despreciables, el mercado competitivo despachado centralizadamente, con transacciones monetarias de largo plazo es equivalente totalmente a un mercado consistente únicamente de transacciones físicas bilaterales que aprovechan el acceso abierto a la transmisión, tanto a corto como a largo plazo.

Por otro lado, en una compañía tradicional basada en costos de servicio, todos los beneficios posibles de operar y planificar coordinadamente son capturados idealmente mediante los mecanismos establecidos y se pasan completamente a los clientes vía tarifas reguladas no discriminatorias. A los generadores se les cubren los costos en que incurren. El permitir acceso abierto a la transmisión ilimitado, crearía la motivación para un comportamiento oportunista, vía contratos directos generador/consumidor por ejemplo, que desintegraría el marco regulatorio de referencia.

Una forma parcial de resolver este dilema es otorgando derechos de acceso a la transmisión a entidades elegibles con características específicas, esto es, estableciendo una barrera discriminatoria y artificial al acceso a la transmisión. [9]

(17)

8

"hundidos", pero claramente repartidos, se puede garantizar acceso abierto a la red de transmisión a algunos, o a todos los agentes del sistema.

En el caso de un sistema multinacional o un sistema multiárea, un despacho centralizado de pool ajustado es la extensión directa de los mecanismos de operación y planeación en una compañía tradicional regulada. Sin embargo, esto puede ser difícil de conciliar con un nivel de autonomía satisfactorio para los participantes y con la existencia de competencia.

Por otro lado, en un mundo competitivo ideal todos los beneficios de la coordinación se conseguirían con el mejor conjunto de pares de contratos no discriminatorios de compra/venta entre compañías vecinas.

Sin embargo, en el mundo real, la mezcla de diversos esquemas regulatorios, la existencia de fuerzas de mercado asociadas a la propiedad de la transmisión y grandes porciones del mercado de generación, la existencia de situaciones particulares derivadas de razones históricas y la falta de información completa, hace generalmente conveniente depender de un nivel limitado de acceso a la transmisión con restricciones establecidas por consenso, a fin de obtener una parte significativa de los beneficios de la coordinación ideal.

Esta parece ser la línea seguida por el mercado unificado europeo, mientras que en USA tratan más específicamente de atender el problema de los costos encerrados, en las líneas mencionadas antes.

Se presentan entonces dos situaciones prototípicas de interés:

La primera corresponde a un mercado competitivo de electricidad bien desarrollado, donde el acceso a la transmisión es irrestricto o implícito, y los precios e inversiones son dos asuntos regulatorios pendientes de solución;

(18)

9

derechos de acceso abierto limitados a los participantes. Dentro de estas situaciones prototípicas existe una diversidad amplia de formatos posibles para la implantación de acceso abierto a la transmisión.

2.2 Formatos para el acceso abierto a la transmisión.

Se pueden considerar tres tipos de criterios para clasificar esquemas de acceso abierto a la transmisión.

2.2.1 Estructura del sistema eléctrico y el papel de la transmisión.

Existen dos aspectos fundamentales; considerar el acceso abierto a la transmisión dentro de un ente despachado centralmente e independiente (que puede ser desde una empresa verticalmente integrada hasta un pool cerrado) o en un ente formado por varios miembros despachados en forma independiente (que puede ser un país formado por varias empresas o un conjunto de países operando bajo acuerdos internacionales). Además, la transmisión puede estar verticalmente integrada o desagregada de la generación y la distribución. Los enfoques regulatorios al acceso abierto a la transmisión se condicionan por la estructura de la red de transmisión. Una compañía desagregada de transmisión puede ser regulada más fácilmente proporcionando servicios de red en una base no discriminatoria a todos sus clientes, mientras que un grupo de compañías verticalmente integradas más un conjunto de productores independientes y compañías de distribución tenderán a adoptar cargos de peaje que se basan en los costos específicos incurridos por cada compañía debidos a la transacción.

(19)

10

En el primer enfoque, la red de transmisión se puede ver como un conjunto de recursos separados a ser compartidos por todos los participantes con derechos de acceso en una base no discriminatoria. El alcance espacial de la red se considera que cubre un área de control o un ente despachado independiente que comprende varias compañías generadoras y distribuidoras, así como generadores independientes y grandes consumidores independientes. El operador de la red (típicamente coincidente con el operador de la entidad despachada independientemente) se asegura de que las transacciones físicas usando la red cumplan criterios de seguridad (en un mercado competitivo de transacciones bilaterales, las transacciones pueden ser puramente monetarias, haciendo este trabajo trivial). El precio de los servicios de la red consisten en ubicar los costos totales de la red (costos de capital más operación y mantenimiento) entre todos los usuarios, de acuerdo a un esquema consistente. No existen otros cargos de transmisión (aparte de cargos complementarios o de soporte en algunos casos). [9]

En el segundo enfoque, la red de transmisión pertenece a uno o más compañías integradas verticalmente, que permiten el uso de su red a participantes con derechos de acceso bajo un pago. Las transacciones bilaterales se identifican como adicionales a un estado de operación de referencia, con cada compañía proporcionando servicios de transmisión solamente a sus clientes nativos. Cada operador de compañía se asegura que cada transacción adicional física cumpla con requisitos de seguridad. [9]

(20)

11

Un punto importante adicional relacionado con la estructura del sistema, es el nivel de coordinación entre agentes que tienen acceso a la transmisión, ya sea en sistemas con un solo ente operador/despachador o varios. En un extremo, la coordinación es floja y se refiere a transacciones bilaterales con precios establecidos libremente, y cuando mucho con algún mecanismo de negociación (brokering); por el otro extremo, la coordinación es estricta y un solo operador despacha económicamente todos los generadores y establece precios para compra/venta de energía, basado en ofertas abiertas de suministro y demanda usando algoritmos predefinidos que implementan las reglas del pool.

2.2.2 Filosofía regulatoria subyacente.

Las dos opciones principales y extremas son el enfoque tradicional de costo de servicio y el mercado completamente competitivo. Dentro de la regulación tradicional es posible compartir la infraestructura de transmisión y coordinar la planificación de operaciones de empresas interconectadas en base voluntaria; por otro lado, en un mercado competitivo el acceso a la transmisión es intrínseco a los mecanismos de mercado. Algunos casos de acceso mandatorio a la transmisión tratan de introducirse en el enfoque tradicional, resultando un esquema híbrido en el que coexiste una cantidad limitada de competencia con la regulación original.

2.2.3 Características de las transacciones.

(21)

12

En los últimos dos casos, el derecho se puede aplicar a transacciones dentro de cada entidad despachadora independiente, transacciones entre entidades despachadoras independientes, o a ambas.

La naturaleza de las transacciones permitidas se puede especificar (por ejemplo, estandarizando contratos de largo plazo para energía o potencia) o los agentes pueden liberarse para adoptar cualquier formato (por ejemplo, energía económica, emergencias, capacidad, firme contra no firme, potencia unitaria, reservas, etc.).

Una clasificación más fundamental es si las transacciones son físicas o puramente monetarias. Las transacciones físicas se producen tal como son programadas por los agentes que participan en ella (excepto cuando tienen conflictos por criterios de seguridad), sin considerar el despacho económico del resto del sistema eléctrico.

Las transacciones monetarias son solamente acuerdos comerciales (por ejemplo, seguros contra la volatilidad de precios spot en un mercado competitivo) que son ignorados por los despachos de generación y no implican ninguna prioridad especial para la carga contratada. La mayoría de las transacciones tienen características físicas y monetarias.

La relevancia económica de transacciones puramente monetarias no se debe subestimar; por ejemplo, el permitir transacciones monetarias directas entre un generador y un gran consumidor puede reportar beneficios significativos entre los agentes de la transacción y un aumento en la tarifa regulada para los demás clientes.

Los derechos de acceso a la transmisión pueden comprender transacciones de corto o largo plazo, o ambas.

(22)

13

2.2.4 Implantación del acceso abierto a la transmisión.

Los aspectos relevantes a la implantación del acceso abierto a la transmisión desde el punto de vista regulatorio son los siguientes:

(1) Definición de la naturaleza de las transacciones de acceso a la transmisión que serán permitidas;

(2) Criterios de discriminación, esto es una definición explícita de los derechos y obligaciones de cada agente del sistema, considerando el uso de la red y precios;

(3) Criterios de aceptación para transacciones que implican el acceso abierto, esto es la especificación de condiciones técnicas o económicas que una transacción con acceso a la transmisión tiene que cumplir para cumplir con una reglamentación particular de acceso;

(4) Evaluación de las implicaciones sobre la seguridad de suministro, tanto en corto plazo (operación), y en el largo plazo (inversión);

(5) Precios explícitos de servicios de transmisión puros (incluyendo servicios complementarios de generación/red tales como control de frecuencia y voltaje); (6) Otras implicaciones económicas del acceso a la red, tales como condiciones y precio

de potencia de emergencia o respaldo y asignación de costos encerrados relacionados con el acceso abierto a la red;

(23)

14

3.- MARCO DE REFERENCIA PARA COSTEO DE SERVICIOS DE TRANSMISIÓN.

3.1 Introducción.

Estas notas se basan en un trabajo del Electric Power Research Institute (EPRI) de los Estados Unidos de América, que consiste en el establecimiento de un marco de referencia que pueda ser utilizado para:

1) Facilitar el manejo y control de costos del sistema de transmisión; y 2) Facilitar la definición de precios adecuados para el servicio de transmisión.

El establecimiento de este marco de referencia consta de tres pasos que son:

1. La definición del servicio de transmisión que se ofrece;

2. La identificación de los costos asociados al servicio de transmisión; y 3. El cálculo de los costos del servicio de transmisión.

(24)

[image:24.612.99.511.74.318.2]

15

Figura 1. Marco de referencia para servicios de transmisión

3.2.- Definición de servicios de transmisión.

3.2.1.- Atributos del servicio de transmisión.

En el paso 1, se han identificado siete atributos para definir un servicio de transmisión particular. Estos atributos son:

1. Los montos de potencia a transmitir;

2. La firmeza ó necesidad de permanencia del servicio; 3. La duración del servicio;

(25)

16

3.2.2.- Tipos básicos del servicio de transmisión.

Se han identificado seis tipos de servicios de transmisión, incluyendo cuatro tipos de servicio de punto a punto, y dos tipos de servicios de red.

Los servicios de punto a punto representan un servicio con puntos establecidos de recepción y entrega de energía; estos servicios pueden ser firmes o no firmes. [2]

Un servicio de punto a punto firme puede ser interrumpido solamente en casos de emergencia del sistema; se define en términos de la cantidad de capacidad de transmisión (MW) que se debe reservar para su uso. Estos servicios se pueden proporcionar por plazos cortos ó largos. Un corto plazo significa, por ejemplo, hasta un año. [2]

(26)

17 3.2.3.- Componentes del servicio de transmisión.

[image:26.612.84.524.167.441.2]

La Figura 2 ilustra los componentes del servicio de transmisión.

Figura 2. Componentes del servicio de transmisión

Normalmente las componentes 5 y 7 son proporcionadas por una sola entidad. Sin embargo todos estos componentes pueden ser atendidos por entes diversos.

3.2.4.- Identificación de costos.

(27)

18

3.2.5.- Acciones y costos por componente del servicio de transmisión.

Una vez que se identifican los varios componentes del servicio solicitado, se pueden asignar acciones específicas y responsabilidades con la provisión de cada una de las componentes del servicio.

3.2.6.- Consideraciones de la inversión.

El objetivo de un marco regulatorio para las inversiones en la red es tener una red que esté perfectamente adaptada al sistema eléctrico de potencia (esto es la red que resulta en el mínimo costo total de suministro a los clientes), cumpliendo cualquier restricción de confiabilidad preestablecida. [6]

Se requiere considerar dos puntos, el primero es como identificar y tomar la decisión de construir el mejor conjunto posible de inversiones en la red. El segundo es como minimizar el costo para los clientes de construir y mantener esta infraestructura.

(28)

19

La naturaleza monopólica de los servicios de la red restringe los esquemas regulatorios que se han desarrollado en ambientes competitivos; las principales imitaciones son las siguientes:

La existencia de fuerzas de mercado de los dueños de la red que previenen al regulador de permitir a la compañía de la red de comprar y vender potencia en sus fronteras a precios libremente contratados, ya que estos precios podrían ser elevados por el dueño de la red mas allá de sus valores económicos. Dividir la propiedad de la red (manteniendo un operador global único por seguridad y simplicidad de coordinación), crearía solamente monopolios locales separados. Otras ofertas competitivas (o amenazas de entrar) de los mismos servicios de transmisión son no factibles, excepto en ejemplos raros, debido a razones técnicas y económicas.

Idealmente, el valor económico de los precios de la electricidad en los nodos de la red donde la electricidad está siendo metida o sacada deben ser los precios spot en estos nodos. El precio spot de la electricidad en un nodo k y un tiempo t, también llamado el costo marginal de corto plazo, es el incremento en el costo de operación del sistema cuando la demanda en el nodo k y tiempo t aumenta una unidad.

Aunque bajo condiciones idealizadas una red perfectamente adaptada recuperaría completamente sus costos comprando y vendiendo toda la energía transferida a precios spot (llamados aquí costos variables de transmisión), en redes de transmisión reales el porcentaje de recuperación no excede típicamente 25%. Las principales razones de esto son:

a) restricciones de confiabilidad no económicas en la planeación de la red;

(29)

20

c) economías de escala en inversiones de la red para el rango del servicio de transmisión a ser provisto por cualquier refuerzo real requerido; errores de pronóstico que son inevitables en cualquier actividad de planificación a largo plazo. Todo esto implica que un esquema de remuneración para servicios de transmisión no pueden basarse solamente en precios spot.

Como se mencionó anteriormente, debido a razones de seguridad y economía de coordinación, es claramente previsible que un solo operador de la red pueda estar a cargo de su operación integral para un ente despachador independiente, sin considerar la propiedad real de la infraestructura de transmisión. El mantenimiento debe ser efectuado por el propietario, bajo supervisión y preferiblemente la programación del operador único. Se pueden prever esquemas de préstamo o transferencia de la infraestructura a este operador, solamente para propósitos de operación.

Se argumenta erróneamente que una remuneración de red basada en precios spot, esto es cargos de red variables, resulta en incentivos perversos para la empresa transmisora, ya que mientras más pobre el servicio, más altos los ingresos. Se debe clarificar que la compañía transmisora básicamente debe ser pagada por sus costos, sin considerar el valor de los precios spot, cuyo objetivo es proporcionar objetivos económicos para los usuarios de la red.

3.2.7.- Precios de transmisión.

(30)

21

Estos esquemas pueden ser ampliamente clasificados en dos categorías. La primera es el peaje o tránsito y corresponde a situaciones donde una transacción derivada del acceso abierto se considera adicional a algún uso de referencia de la red cuando sirve a sus clientes nativos. El portador o sistema transmisor hace un cargo por peaje a cada transacción derivada del acceso abierto, identificando claramente al comprador y al vendedor.

Entonces se identifican los costos en que incurre por la transacción, de acuerdo a algún método, que puede ir de procedimientos simples considerando costos encerrados a enfoques sofisticados marginalistas o increméntales. Estos costos típicamente incluyen conceptos tales como pérdidas óhmicas, reservas operativas, despachos fuera de orden de mérito, etc. En casos en que las condiciones económicas de un acceso a la transmisión se negocian, se pueden identificar los beneficios derivados de la transacción, y el cargo por peaje resultará de la consideración de ambos conceptos, los costos incurridos y los beneficios asociados. Además, cuando el acceso a la red permite al cliente una compra de electricidad fuera del sistema porteador que fue responsable de darle seguridad de suministro, algunos marcos regulatorios consideran la posibilidad de permitir al porteador el cargar la participación correspondiente de costos encerrados en el pago de transmisión.

(31)

22

La asignación de costos de transmisión se hace particularmente importante en mercados completamente competitivos, donde las tarifas de transmisión deben evitar distorsiones de las decisiones económicas de los agentes del mercado, ambos en el corto y largo plazo, y se han propuesto enfoques de asignación de costos muy sofisticados en diferentes países con puntos de vista completamente diferentes.

El esquema de precios de transmisión en un sistema con varios entes despachadores independientes está en desarrollo todavía. Hasta la fecha, la mayoría de las experiencias ha consistido de cálculos burdos y voluntarios de cargos de peaje, y las metodologías requieren ser ampliamente refinadas en un ambiente de competencia.

El paradigma de porteo parece ser más adecuado aquí que en el esquema de asignación global, dada la diversidad esperada de la propiedad de la red.

Finalmente, se indica la conveniencia de, con propósitos de calificación, mantener los costos de transmisión claramente separados de los costos encerrados y de los servicios de generación de respaldo, que van frecuentemente junto a transacciones que involucran el acceso a transmisión.

3.2.8.- Selección del concepto de costo.

(32)

23 1) El tipo de costo;

2) Si se trata de un costo ex-ante o ex-post, (definir si el costo se aplica antes o después de ocurrido);

3) Duración del análisis de costos; y 4) La diferenciación de períodos de tiempo.

3.2.9.- Cálculo de costos.

En el tercer paso se deben incluir tres tareas clave, que son: 1) Definir el concepto de costo a ser utilizado;

(33)

24

4.- SELECCIÓN DEL MÉTODO DE COSTEO.

Se requiere definir el método de cálculo de costos, entre los cuales se identifican los siguientes:

1. Métodos tradicionales

Contabilidad de costos y métodos de análisis relacionados; Métodos simples de costos promedio e increméntales; y Métodos de trayectoria contratada.

2. Metodologías para un solo sistema o múltiples Métodos MW-milla

Métodos de trayectoria en el sistema medida; Método de costos de trayectoria real; y Método MW-milla afectado.

3. Métodos para multisistemas

(34)

[image:34.612.65.519.56.406.2]

25

Figura 3. Definiendo el concepto de costo económico.

4.1.- Métodos de costos marginales.

Métodos relacionados con costos de inversión;

(35)

26 4.2.- Aplicación del método seleccionado.

En todos los casos de aplicación de un método de costeo, la aplicación debe ser antecedida por alguna cuantificación, contabilidad de costos, y asignación de costos de los costos identificados en el paso 2. Cuanto se requiere esa cuantificación y que costos se deben cuantificar antes de aplicar el método de cálculo completo dependerá del método seleccionado. Se requerirá entonces disponer de los datos necesarios para hacer las evaluaciones. Después se debe revisar la salida del paso 2 y cualquiera de los costos de ahí que se requiera evaluar, se deben cuantificar.

La complicación en el cálculo de los costos identificados en el paso 2 es el hecho de que algunos de ellos son comunes no solo al servicio de transmisión sino a otros servicios del proceso de suministro de energía eléctrica.

4.3.- Puntos adicionales a considerar en el servicio de transmisión.

Efecto del servicio de transmisión en el costo total de potencia entregada.

Existen cuatro casos en los que se puede caer al realizar un servicio de transmisión:

Caso 1 El servicio de transmisión no produce cambio físico en flujos de potencia, al permanecer todos los generadores en el mismo nivel de producción y no se requiere variar ningún elemento controlador de flujos de potencia.

(36)

27

Caso 2 El servicio de transmisión produce cambios en flujos de potencia, pero no se tienen restricciones en el sistema de transmisión.

Caso 3 El servicio de transmisión causa la violación de algunas restricciones del sistema, pero se pueden aliviar redespachando o cortando transacciones no firmes del transmisor. Caso 4 Se encuentran restricciones que solamente se pueden subsanar modificando la red de transmisión.

4.4.- Conceptos básicos de precios de transmisión basados en costos.

Los análisis de ingeniería se permiten verificar la viabilidad técnica de proporcionar el servicio de transmisión, así como los costos asociados a dicho servicio; sin embargo, estos son solo un ingrediente en el proceso global de definir los precios del servicio. Las condiciones del mercado y consideraciones políticas pueden en un momento dado jugar papeles importantes en este proceso; de aquí que sea importante diferenciar entre costos y precios de los servicios de transmisión.

La definición de precios estratégicos de algún producto, sin considerar cuestiones políticas, tratan de obtener los objetivos siguientes: [1]

1. Aumentar el valor del servicio proporcionado al cliente, ampliando la gama de opciones de servicios y precios;

2. Promover la eficiencia económica asegurando que el valor del servicio y su costo estén balanceados;

3. Cambiar los patrones de consumo del consumidor cuando sea adecuado para mejorar el uso de los recursos existentes;

(37)

28

Actualmente, la definición de precios de servicios de transmisión no pueden integrar todas las consideraciones anteriores, por los motivos siguientes:

1. La supervisión regulada de las prácticas de las empresas para definición de precios, que las restringe a basarse en costos, ser simples y estables por períodos de tiempo largos;

2. Una experiencia de la industria limitada para proporcionar servicios de transmisión a escalas grandes;

3. Dificultades para disponer de los datos y herramientas necesarias para evaluar los impactos económicos de suministrar servicios de transmisión. De hecho existen dificultades en evaluar los costos de transmisión, por la necesidad de disponer de herramientas complejas y bases de datos extensas, y adicionalmente considerar la posibilidad de realizar servicios de peajes.

Para tratar de solventar las dificultades anteriores a la consecución de los primeros cuatro objetivos descritos, los economistas han propuesto adherirse a los principios económicos básicos que dan precio a los servicios de transmisión basados en los costos increméntales de proporcionar estos servicios. En estas circunstancias existen dos problemas adicionales que son el cómo calcular el costo incremental del servicio, y que sobrecosto se debe permitir en los precios del servicio. Este sobrecosto debería proporcionar a las compañías transmisoras un incentivo para ubicar cada vez un mayor número de transacciones que usen la red de transmisión.

(38)

29 4.5.- Precios basados en costos del servicio.

Aunque se han propuesto esquemas de definición de precios basados en procesos de ofertas, la mayoría de los esquemas empleados o propuestos en la actualidad se basan en costos. El objetivo de estos esquemas es ubicar y/o asignar total o parcialmente los costos de la infraestructura existente o futura a los clientes del servicio. Estos esquemas son el proceso global de traducir costos de transmisión en cargos o facturas.

Los esquemas más populares son:

1. Los esquemas de precios encerrados;

2. Los esquemas de precios de transmisión increméntales; y

3. Los esquemas de precios híbridos de costos encerrados/costos increméntales.

4.5.1.- Tipos de metodologías de costos encerrados.

Como solución, varias metodologías para asignar costos han sido propuestas en la literatura, tales como la estampilla postal, costos marginales de corto y largo plazo, la conocida como MW-Milla y la familia que de ella se desprende. A continuación, se hace una breve descripción de cada una de ellas.

Método de la Estampilla Postal. Esta metodología consiste en asignar un costo por uso de la red como un porcentaje de la energía eléctrica total que se maneja en el sistema eléctrico de potencia, normalizado a la demanda pico, es decir,

Donde R(u) es el costo por uso de la red de transmisión para la transacción u, TC es el cargo total de transmisión para todos los usuarios de la red, Pu y Ppico son la potencia negociada en

(39)

30

Metodología de Contrato por Trayectoria. Una trayectoria entre los puntos de suministro y consumo es seleccionada para realizar una transacción, la cual se conoce como trayectoria de contrato y es especificada entre las partes involucradas sin realizar estudio alguno para identificar los componentes de la red de transmisión que toman parte en la transacción. Método de MW-Milla. Aquí, los cargos asignados a las transacciones se basan sobre el uso que sobre cada elemento de transmisión se haga, lo cual puede escribirse de la siguiente manera:

Donde cada TCi se calcula mediante:

Siendo fl(i) el cambio de flujo (MW) en el elemento l causado por la transacción i, Ll es la

distancia del elemento de transmisión (km o mi) y cl el costo por el uso del elemento l.

Debido al producto de la distancia por el flujo, se origina el nombre de la metodología. Para determinar fl(i) será necesario obtener los flujos de potencia antes de considerar alguna

transacción y los resultantes de introducir cada transacción por separado, es decir, que se requerirán P+1 estudios de flujos potencia para determinar el costo por uso de la red para el conjunto P de transacciones.

(40)

31

Posteriormente, dicha diferencia se multiplica por la magnitud de la potencia negociada, es decir:

Donde SRMCU es el costo marginal asociado a la transacción u, BMCk es el costo marginal en

el nodo k y Pk(u) es la inyección de potencia en el nodo k debida a la transacción u (que será

negativa en los nodos de envío y positiva en los de recepción de la transacción). En cuanto a estas metodologías puede comentarse lo siguiente:

1.- El método de la estampilla postal y el de contrato por trayectoria son simples y fáciles de aplicar pero no reflejan el uso real (actual) de la red ni el punto de operación del sistema eléctrico, lo cual hace que económicamente no sean estables. [2], [3]

2.- Por otro lado, la aplicación de costos marginales de corto plazo resuelve los inconvenientes de reflejar el punto de operación y el uso actual de la red, pero, aunque teóricamente estable, es más compleja y recupera parcialmente los costos por uso de la red. 3.- El método MW-Milla puede ser estable y relativamente más sencillo de aplicar y puede reflejar completamente el estado actual del sistema mediante algunas modificaciones.

(41)

[image:41.612.116.487.99.441.2]

32

Figura 4. Transformación del costo de transmisión a cargos totales en el esquema de costos encerrado

4.5.2.- Esquema de precios de transmisión incrementales.

En este esquema solamente los costos de transmisión adicionales causados por clientes nuevos del servicio de transmisión para evaluar cargos de transmisión para estos clientes. Los costos del sistema existente continuarán como responsabilidad de los clientes actuales de la compañía transmisora. [6]

Entre las metodologías de este tipo están:

(42)

33

[image:42.612.134.465.135.368.2]

La Figura 5 ilustra los conceptos asociados a estos esquemas.

Figura 5.

Los economistas consideran que el uso de precios pasados en COSTOS incrementales promueven la eficiencia económica. Sin embargo existen algunas preocupaciones asociadas a estos esquemas que son: [6]

1. La implantación de metodologías basadas en costos increméntales es ardua. Generalmente se hacen aproximaciones a lo que es un plan de expansión de transmisión para acercarse a los costos. Las ventajas del esquema se pueden degradar con las aproximaciones.

2. El esquema de precios increméntales de transmisión requiere considerar una o más transacciones de transmisión en el margen. Esto produce precios mayores o menores para esa transacción y que aparezcan criterios subjetivos para jerarquizar transacciones.

(43)

34

5.- METODOLOGIA PARA DETERMINAR EL COSTO POR USO DE LA RED.

Sea Z(P) el costo del sistema de transmisión óptimo requerido para satisfacer todos los requerimientos de las trayectorias carga/generación de los P participantes del sistema. Sea Z(P-u) el costo de transmisión requerido cuando la trayectoria carga/generación de un participante u es removida del sistema. Aquí, la proporción de cada participante es el impacto discreto sobre los costos de transmisión, esto es sobre la diferencia Δz = Z(P) - Z(P-u):

Donde (6) es estable, debido a que provee incentivos económicos a todos los participantes para permanecer integrados al sistema. Además, esto asegura que los costos de capital son recuperados, puesto que la suma de las asignaciones de costo a cada participante es igual al costo total del sistema Z(P).

La expresión (6) requiere en principio de la ejecución de un modelo de expansión de transmisión óptimo para evaluar la variación de los costos de inversión Δz(u). Para aproximar la evaluación de este costo de expansión, las siguientes simplificaciones son propuestas:

• No se permite nuevos derechos de vía, sino sólo ajustes a capacidades de circuitos existentes. • No es permitido un redespacho de generación.

• La capacidad de transmisión de cada circuito puede ajustarse continuamente. • La asignación de costos es efectuada para cada año del horizonte de estudio.

Dadas estas suposiciones, la capacidad óptima de cada derecho de vía l es igual al flujo del circuito fl resultante de la solución de un estudio de flujos de potencia convencional para el

(44)

35

Debido a que cada trayectoria es balanceada, la remoción de un participante puede simularse sin afectar el despacho de los agentes restantes. En otras palabras, los costos z(P-u) pueden determinarse con dos estudios de flujos: el primero incluyendo al participante y el segundo sin incluirlo. Por superposición, el impacto Δz(u) puede obtenerse de un estudio de flujos linealizado donde las únicas cargas y generaciones son aquellas pertenecientes al participante. Esto es,

Donde fl(u) es el flujo a través del circuito l debido a la trayectoria carga/generación u y cl es el

costo unitario anual ($/MW) del circuito l, el cual es calculado como:

Siendo Cl y fl el costo total anual y el flujo total en el circuito l, respectivamente.

Substituyendo (7) en (6) y cambiando el orden de la sumatoria, se obtiene:

Dado que la suma de las aportaciones de flujo de cada participante s es igual al flujo del circuito fl es decir:

De modo que el término del denominador corresponde a Z(P). Cancelando ambos términos

(45)

36 5.1.- Consideraciones prácticas.

En la aplicación de la ecuación (10), se identificaron algunas consideraciones prácticas y conceptuales:

• Los flujos asociados a diferentes participantes pueden ir en direcciones opuestas en el mismo circuito.

• Las trayectorias carga/generación varían a través del período de planeación.

5.2.- Representación de contraflujos.

De acuerdo a (10), la asignación R(u) puede ser negativa si el flujo fl(u) tiene una dirección

opuesta al flujo neto total fl. En consecuencia, el participante recibiría una compensación por

usar los servicios de transmisión. Esta forma de aplicar costos por uso de la red es precisamente el criterio A del método del MW-Milla, donde el costo para cada circuito podrá ser positivo o negativo, dependiendo si se trata de un incremento de flujo en la misma dirección o de un contraflujo. Una compensación de este tipo tiene la justificación de que mediante la reducción del flujo total neto, este participante puede contribuir a posponer obras de expansión. Sin embargo, varios propietarios de las redes de transmisión no concuerdan con la idea de proporcionar un servicio y adicionalmente pagar por él. Dos alternativas han sido sugeridas en la literatura para manejar este problema: [3]

Suma de valores absolutos (criterio B). En este caso, la asignación de costos es proporcional a la magnitud de los flujos del circuito, y la expresión (10) viene a ser:

(46)

37

Una variación a esta propuesta para considerar contraflujos es la que se describe a continuación.

5.3.- Método del flujo dominante.

Este método es el que se implemento, resulta de la combinación entre los criterios B y C, representados por las ecuaciones (11) y (12), para tratar de asignar adecuadamente el costo asociado a un contraflujo. Este método consiste en dividir el costo R(u) en dos componentes, R1(u) y R2(u):

R1(u) está relacionado a la capacidad del circuito actualmente usada, llamada

capacidad base. Esta fracción de capacidad corresponde al flujo neto y el costo asociado es la suma de únicamente los costos de aquellas transacciones que contribuyan con un flujo positivo, es decir que tenga la misma dirección que el flujo neto total fl. El criterio para determinar esta porción de costo es:

Donde P' es el subconjunto de participantes que causan un flujo positivo a través del elemento l, mientras que CBl se define como el costo de capacidad base y es igual a:

(47)

38

R2(u) se relaciona con la diferencia fcl – fl, llamada capacidad adicional, la cual

corresponde a la reserva del circuito y, como todos los participantes se benefician de la confiabilidad y seguridad asociadas, esta fracción correspondiente al costo total por uso del circuito l está definida por todos los participantes, de modo que:

Donde CAl se define como el costo de capacidad adicional y es igual a:

Finalmente, el costo total por uso de la red correspondiente a la transacción del participante u será igual a:

Las ecuaciones (13)-(16) evalúan el impacto sobre el costo de usar cada circuito de la red de transmisión y además permiten participar de los beneficios de introducir contraflujos. Nótese que en (14) y (16) debe utilizarse valores absolutos.

Al observar la ecuación (16) puede notarse que se incentiva a la introducción de transacciones que produzcan contraflujos durante condiciones operativas de demanda máxima, mientras que no se tendrá ahorros significativos durante períodos de demanda media y mínima, debido a los amplios márgenes de capacidad disponible.

(48)

39 5.3.1 Ejemplo de aplicación

Sea el sistema eléctrico de potencia de 15 nodos mostrado en la Figura 1, cuyos datos de carga y generación se muestran en la Tabla 1, mientras que la Tabla 2 muestra los datos de la red de transmisión. El costo anualizado y capacidad de transmisión de cada elemento se muestra en la Tabla 3 y en la Tabla 4 se muestran los flujos de potencia del caso base, así como de cada transacción por separado y considerando ambas.

En este caso, se introducen dos transacciones de porteo T1 y T2. La primera consiste en

[image:48.612.130.484.337.640.2]

inyectar 30 MW en el nodo 9 y se extraen en el nodo 15, mientras que la segunda consta de una inyección de 20 MW en el nodo 11, los cuales se extraen en el nodo 13.

(49)

40

Adicionalmente a los datos proporcionados en la Tabla 1, existe en el sistema un banco de capacitores conectado en el nodo 7 con una susceptancia de 0.2 pu, sobre una base de 100 MVA. Todos los resultados se obtuvieron sin considerar límites de potencia reactiva en generadores.

[image:49.612.172.443.318.559.2]

Se analiza primeramente el caso para cuando el flujo base no se considera como una transacción y posteriormente se incluye. Además, se analiza el impacto de los límites de transmisión en los elementos de la red sobre el costo total de las transacciones.

Tabla 1. Carga de generación del sistema de prueba 15 nodos. Nodo de

referencia

Carga Generación

(MW) (MVAR) (MW) (MVAR)

1 0.0 0.0 0.0 0.0

2 10.0 10.0 0.0 0.0

3 15.0 5.0 0.0 0.0

4 21.0 5.0 0.0 0.0

5 0.0 0.0 40.0 0.0

6 30.0 0.0 0.0 0.0

7 15.0 10.0 0.0 0.0

8 24.0 15.0 0.0 0.0

9 0.0 0.0 20.0 0.0

10 22.0 10.0 0.0 0.0

11 0.0 0.0 40.0 0.0

12 0.0 0.0 30.0 0.0

13 13.0 4.0 0.0 0.0

14 8.0 3.0 0.0 0.0

15 5.0 1.0 0.0 0.0

(50)

[image:50.612.78.535.117.460.2]

41

Tabla 2. Parámetros de la red de transmisión del sistema de 15 nodos (pu).

NODO DE ENVÍO NODO DE RECEPCIÓN RESISTENCIA SERIE REACTANCIA SERIE ADMITANCIA EN DERIVACION/2

1 2 0.01880 0.64000 0.00125

1 10 0.03750 1.28000 0.00250

2 3 0.01250 0.25800 0.00068

2 11 0.06250 1.60000 0.00313

3 4 0.03120 0.64000 0.00188

3 6 0.03750 1 .28000 0.00250

4 5 0.03120 0.96000 0.00156

4 6 0.03120 0.96000 0.00156

4 11 0.01250 0.32000 0.00094

5 7 0.06250 1.60000 0.00313

6 7 0.06250 1 .60000 0.00313

7 8 0.01250 0.25600 0.00063

8 9 0.01880 0.48000 0.00094

9 10 0.01250 0.32000 0.00063

10 11 0.03120 0.96000 0.00156

6 13 0.01880 0.25000 0.00080

13 12 0.00000 0.50000 0.00000

13 14 0.05000 0.50000 0.00350

6 14 0.05000 0.50000 0.00400

1 15 0.02500 0.50000 0.00500

2 15 0.01000 0.03000 0.00300

La Tabla 2 contiene los parámetros de red. Los valores mostrados están en unidades “por unidad”.

En ésta tabla las líneas de transmisión tienen una resistencia serie y una admitancia en serie, la admitancia en derivación es una característica que se tiene y se divide en dos, ya que, del lado de un nodo le pertenece una mitad de ésta admitancia en derivación y del otro lado del nodo le corresponde la otra mitad de la misma admitancia en derivación.

(51)

[image:51.612.124.490.116.406.2]

42

Tabla 3. Costo y capacidad de transmisión del sistema de 15 nodos.

NODO DE ENVÍO NODO DE RECEPCIÓN CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN (MW) COSTO ANUAL (103 $/año)

1 2 100 76,000

1 10 100 45,000

2 3 100 34,000

2 11 100 23,000

3 4 60 54,000

3 6 70 6,700

4 5 60 8,000

4 6 80 10,000

4 11 80 15,670

5 7 100 34,560

6 7 45 77,700

7 8 50 56,500

8 9 60 44,000

9 10 70 59,000

10 11 200 62,000

6 13 40 36,000

13 12 50 64,000

13 14 60 23,000

6 14 80 29,000

1 15 70 32,000

2 15 40 44,000

La Tabla 3 es muy importante para el cálculo en nuestro problema planteado, ya que contiene datos de vital importancia.

Se considera un nodo de envío y un nodo de recepción, y en ésta línea por las diversas propiedades que se tienen en el sistema hay una capacidad máxima de transmisión, la cual se nos muestra en ésta tabla.

Los valores de la capacidad de transmisión máxima en la línea de transmisión sólo denotan cuál es el límite superior de transmisión, para nuestro problema se toma en cuenta el costo anual por año.

(52)

[image:52.612.197.418.118.404.2]

43

Tabla 4 Flujo de potencia del caso base y de las transacciones T1 y T2.

Elemento frl (base)

(MW)

frl (T1)

(MW)

frl (T2)

(MW)

1-2 11.1 15.8 11.5

1-10 8.9 -3.0 8.3

2-3 14.8 2.6 18.7

2-11 -4.9 -10.7 -7.8

3-4 -7.1 -14.8 -9.3

3-6 6.8 2.4 12.9

4-5 -19.7 -23.4 -18.6

4-6 13.9 13.1 23.6

4-11 -22.3 -25.5 -35.4

5-7 20.2 16.5 21.3

6-7 -0.4 -5.6 -4.7

7-8 4.5 -4.4 1.3

8-9 -19.5 -28.4 -22.7

9-10 0.4 21.5 -2.8

10-11 -12.7 -3.4 -16.5

6-13 -10.4 -10.4 5.6

13-12 -30.0 -30.0 -30.0

13-14 6.6 6.6 2.6

6-14 1.4 1.4 5.4

1-15 13.9 21.3 14.4

2-15 -8.8 13.8 -9.4

En la Tabla 4 se muestra el elemento que es la línea desde su nodo de envío hasta su nodo de recepción, tomando en cuenta los flujos de potencia netos, en unidades de MW, y dependiendo del signo que se muestra el sentido del flujo, por ejemplo en el elemento 1-10 el flujo base y el flujo T2 están en el sentido 1-10, mientras que para el flujo T2 es de 10-1,

y para el elemento 1-2 los tres flujos mostrados en la tabla nos muestran que van en el mismo sentido que el elemento que es de 1-2.

(53)

44

Tabla 5. Flujo neto y cambios en flujos causados por las transacciones T1 y T2 sin

considerar el flujo base como otra transacción.

Elemento fl (T1) fl (T2) fl

(MW) (MW) Tipo (MW) Tipo

1-2 4.7 P 0.4 P 5.1

1-10 -11.9 P -0.6 P -12.5

2-3 -12.2 P 3.9 C -8.3

2-11 -5.8 P -2.9 P -8.7

3-4 -7.7 P -2.2 P -9.9

3-6 -4.4 C 6.1 P 1.7

4-5 -3.7 P 1.1 C -2.6

4-6 -0.8 C 9.7 P 8.9

4-11 -3.2 P -13.1 P -16.3

5-7 -3.7 P 1.1 C -2.6

6-7 -5.2 P -4.3 P -9.5

7-8 -8.9 P -3.2 P -12.1

8-9 -8.9 P -3.2 P -12.1

9-10 21.1 P -3.2 C 17.9

10-11 9.3 P -3.8 C 5.5

6-13 0.0 - 16.0 P 16.0

13-12 0.0 - 0.0 - 0.0

13-14 0.0 - -4.0 P -4.0

6-14 0.0 - 4.0 P 4.0

1-15 7.4 P 0.5 P 7.9

2-15 22.6 P -0.6 C 22.0

P= flujo en el mismo sentido que el flujo neto, C=contraflujo al flujo neto.

Como se mencionó en el párrafo anterior el flujo base no se considera como otra transacción.

5.3.2 Solución del ejemplo de aplicación Elemento 1-2

[image:53.612.179.435.139.417.2]

(54)

45

De donde se obtiene el cambio de flujo para cada transacción:

y el flujo neto del elemento es:

Como el flujo neto de cada transacción tiene el mismo sentido que el flujo neto del elemento, se calculan las dos componentes del costo (R1 y R2) para ambas transacciones:

Para T1:

(55)

46 Elemento 1-10

Los flujos asociados a cada transacción son:

De donde se obtiene el cambio de flujo para cada transacción:

Como el flujo neto de cada transacción tiene el mismo sentido que el flujo neto del elemento, se calcula R1 y R2 para ambas transacciones:

(56)

47 Para T2:

Elemento 2-3

de donde se obtiene el cambio de flujo para cada transacción:

En éste caso, se calcula R1 y R2 para T1, ya que su flujo neto tiene el mismo sentido que el

flujo neto del elemento. Para T2 se calculan sólo R2, debido a que su flujo neto es opuesto

(57)

48 Para T1:

Para T2:

Elemento 2-11

(58)

49

Para T1:

Para T2:

Elemento 3-4

(59)

50

Para T1:

(60)

51 Elemento 3-6

al sentido del flujo neto del elemento:

(61)

52 Para T2:

Elemento 4-5

(62)

53 Para T1:

Para T2:

Elemento 4-6

(63)

54 Para T1:

Para T2:

Elemento 4-11

(64)

55 y el flujo neto del elemento es:

Para T1:

(65)

56 Elemento 5-7

(66)

57 Para T2:

Elemento 6-7

(67)

58 Para T1:

Para T2:

Elemento 7-8

(68)

59 Para T1:

Para T2:

Elemento 8-9

(69)

Para T1:

(70)

61 Elemento 9-10

(71)

62 Para T2:

Elemento 10-11

(72)

63 Para T1:

Para T2:

Elemento 6-13

(73)

64 Para T1:

Para T2:

Elemento 13-12

(74)

65 Para T1:

Para T2:

Elemento 13-14

Como el flujo neto de cada transacción tiene el mismo sentido que el flujo neto del elemento, se calculan las dos componentes del costo (R1 y R2) para T2:

(75)

66 Para T2:

Elemento 6-14

Como el flujo neto de cada transacción tiene el mismo sentido que el flujo neto del elemento, se calculan las dos componentes del costo (R1 y R2) para T2:

(76)

67 Para T2:

Elemento 1-15

(77)

68 Para T1:

Para T2:

Elemento 2-15

(78)

69

Para T1:

Para T2:

(79)

[image:79.612.135.478.95.402.2]

70

Tabla 6. Costos por uso de cada elemento para ambas transacciones. Nodo de envío Nodo de recepción Costo T1

(103$/año)

Costo T2 (103$/año)

1 2 70039.22 5960.78

1 10 42840 2160

2 3 26447.57 7552.43

2 11 15333.33 7666.67

3 4 42000 12000

3 6 2739.44 3960.56

4 5 6246.11 1753.89

4 6 677.14 8322.86

4 11 3076.32 12593.68

5 7 26845.92 7714.08

6 7 42530.53 35169.47

7 8 41557.85 14942.15

8 9 26479.34 9520.66

9 10 53217.24 5782.76

10 11 44509.85 17490.15

6 13 0 36000

13 12 0 0

13 14 0 23000

6 14 0 29000

1 15 29974.69 2025.31

2 15 43487.93 512.07

Total 518002.48 243127.52

Para establecer comparaciones y mostrar el procedimiento seguido, a continuación se muestra los cálculos de las componentes del costo (R1 y R2) y el costo total de los

elementos de transmisión, considerando el flujo base como una transacción más.

CASO (A) Elemento 1-2

(80)

Para T1:

(81)

72 Para fB:

Elemento 1-10

Como el flujo neto de cada transacción tiene el mismo sentido que el flujo neto del elemento, se calcula R1 y R2 para ambas transacciones y el flujo base va en sentido