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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA IMPACTO DE LAS RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN EN UN MERCADO COMPETITIVO DE ELECTRICIDAD KAREN DE LOS `NGELES TAPIA AHUMADA Tesis para optar al grado de Magister en Ciencias de la Ingeniería Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK V. D. W. Santiago de Chile, 1998

despacho economico

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Impacto de Las Restricciones

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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE

ESCUELA DE INGENIERIA

IMPACTO DE LAS RESTRICCIONES

DE TRANSMISIÓN EN UN MERCADO

COMPETITIVO DE ELECTRICIDAD

KAREN DE LOS ÁNGELES TAPIA AHUMADA

Tesis para optar al grado deMagister en Ciencias de la Ingeniería

Profesor Supervisor:HUGH RUDNICK V. D. W.

Santiago de Chile, 1998

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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE

ESCUELA DE INGENIERIA

Departamento de Ingeniería Eléctrica

IMPACTO DE LAS RESTRICCIONES

DE TRANSMISIÓN EN UN MERCADO

COMPETITIVO DE ELECTRICIDAD

KAREN DE LOS ÁNGELES TAPIA AHUMADA

Tesis presentada a la Comisión integrada por los profesores:

HUGH RUDNICK V. D. W.

NICOLÁS MAJLUF S.

JUAN CARLOS ARANEDA T.

JUAN PABLO MONTERO A.

Para completar las exigencias del gradode Magister en Ciencias de la Ingeniería

Santiago de Chile, 1998

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ii

A ustedes Papi, Mami, Rober y Aripor darme lo más hermoso de la vida,Amor.

Gracias por hacer de mi la personaque soy.

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iii

AGRADECIMIENTOS

Se agradece el apoyo de Fondecyt y Endesa a través de su Unidad de

Investigación y Desarrollo en la Universidad Católica de Chile.

Muy especialmente, deseo agradecer al permanente apoyo del profesor

Hugh Rudnick, quien durante este tiempo me guió con sus conocimientos y

experiencia, y particularmente en este trabajo me brindó sus críticas constructivas.

También deseo dar mis agradecimientos a todas aquellas personas de

empresas y organismos que dedicaron parte de su tiempo en aclarar dudas: José

Pedro Prina, Juan Carlos Araneda, Pedro Cornejo, entre otros.

Finalmente, no puedo dejar de mencionar el apoyo constante de mis

compañeros de especialidad eléctrica, Juan Zolezzi y Cristian Álvarez, quienes de

una u otro forma colaboraron con sus opiniones en la elaboración de esta tesis.

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iv

ÍNDICE GENERAL

Pág.

DEDICATORIA .........................................................................................................ii

AGRADECIMIENTOS ............................................................................................iii

ÍNDICE DE TABLAS ..............................................................................................vii

ÍNDICE DE FIGURAS ............................................................................................. ix

RESUMEN .................................................................................................................xi

ABSTRACT ..............................................................................................................xii

I. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1

1.1 Características Generales del Mercado Eléctrico Chileno ......................... 4

1.2 Objetivos de la Tesis .................................................................................. 6

1.3 Estructuración de la Tesis........................................................................... 7

II. DETERMINACIÓN DEL PRECIO SPOT .................................................. 10

2.1 Componentes del Precio Spot................................................................... 13

III. RESTRICCIONES PRESENTES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO Y SUS

EFECTOS SOBRE EL MERCADO ELÉCTRICO .................................... 29

3.1 Limitaciones Térmicas ............................................................................. 29

3.2 Restricciones de Voltaje ........................................................................... 31

3.3 Restricciones en la Operación del Sistema............................................... 31

3.3.1 Operación preventiva para la seguridad del sistema ...................... 32

3.3.2 Estabilidad del sistema................................................................... 32

3.3.3 Flujos de potencia en el sistema de transmisión ............................ 33

3.4 Impacto Económico de las Restricciones ................................................. 43

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v

3.4.1 Efectos económicos de la capacidad de transmisión ................... 44

IV. MERCADO COMPETITIVO ELÉCTRICO Y CONTRATOS DE

TRANSMISIÓN .............................................................................................. 47

4.1 Operaciones de Corto Plazo dentro del Mercado Eléctrico...................... 49

4.2 Características de los Derechos de Transmisión ...................................... 50

4.3 Inversiones de Largo Plazo en el Mercado............................................... 51

4.4 Modelos de Contratos de Transmisión ..................................................... 52

4.4.1 Contratos por trayectos de transmisión.......................................... 52

4.4.2 Derechos basados en distintos trayectos físicos............................. 56

4.4.3 Modelo de Contratos de transmisión ............................................. 59

V. ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉC TRICO CHILENO .............. 76

5.1 Subsector de Generación y Transmisión .................................................. 81

5.1.1 Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC ........................ 83

5.1.2 Subsector de transmisión ............................................................... 91

5.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión Chileno y su Tratamiento

dentro de las Empresas Integrantes .......................................................... 96

5.2.1 Modelación de restricciones de transmisión según Transelec ....... 98

5.2.2 Restricciones de transmisión en tramos específicos del SIC ....... 100

5.2.3 Reacción de las empresas frente a problemas de congestión....... 103

5.2.4 Rentas por congestión .................................................................. 106

VI. IMPACTO DE RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN SOBRE EL

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DE CHILE ...................... 109

6.1 Descripción del Modelo de Explotación Generación/Red, Juanac ........ 110

6.1.1 Modelación general del sistema eléctrico .................................... 112

6.1.2 Función objetivo y restricciones .................................................. 113

6.2 Formulación en base a Juanac de un Modelo para el SIC en Chile ....... 116

6.2.1 Caso base no restringido .............................................................. 119

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vi

6.2.2 Caso restringido ........................................................................... 124

6.3 Resultados y Análisis de las Simulaciones............................................. 126

VII. CONTRATOS POR CONGESTIÓN EN LA TRANSMISIÓN EN EL

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL .......................................... 145

7. 1 Contratos por Transmisión de Largo plazo ............................................ 146

7.1.1 Contratos de generación, CFD ..................................................... 146

7.1.2 Contratos por congestión en la transmisión, TCC ....................... 148

7.2 Comparación entre el Modelo de Contratos de Transmisión y el Modelo

Chileno ................................................................................................... 154

7. 3 Aplicación del Modelo de Contratos de Transmisión en el SIC ............ 156

7.4 Conceptos Relevantes de los Contratos de Transmisión sobre el SIC ... 174

VIII. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS ................................. 177

8.1 Conclusiones Generales.......................................................................... 178

8.1.1 Restricciones de transmisión sobre el SIC ................................... 178

8.1.2 Contratos de transmisión en el SIC.............................................. 180

8.2 Elementos Claves de la Modelación de Contratos de Transmisión y

Desarrollos Futuros ................................................................................ 181

8.3 Temas a Considerar ................................................................................ 184

BIBLIOGRAFIA .................................................................................................... 186

A N E X O S ............................................................................................................ 190

Anexo A: Modelo de Flujo en Corriente Continua (DC)................................ 191

Anexo B: Ejemplos de Contratos de Transmisión por Congestión ................ 198

Anexo C : Datos Numéricos de la Modelación............................................... 207

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vii

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 5.1: Participantes de los sistemas interconectados chilenos............................. 78

Tabla 6.1: Centrales consideradas en el estudio....................................................... 118

Tabla 6.2: Tramos del SIC en 220KV con restricciones de transmisión.................. 125

Tabla 6.3: Congestión en tramos restringidos e hidrologías .................................... 127

Tabla 6.4: Ingreso marginal promedio para el período congestionado .................... 134

Tabla 6.5: Ingreso marginal promedio anual............................................................ 135

Tabla 6.6: Comparación entre AVNR más COYM e ingreso marginal................... 143

Tabla 6.7: Diferencia entre AVNR+COYM e ingreso marginal.............................. 144

Tabla 6.8: Porcentaje de IM sobre AVNR+COYM ................................................. 144

Tabla 7.1: Contratos de generación de Largo Plazo, si PS>PC ................................. 147

Tabla 7.2: Contratos de generación de Largo Plazo, si PC>PS ................................. 147

Tabla 7.3: Contrato de generación de LP, si PS>PC ................................................. 149

Tabla 7.4: Contrato de generación de LP, si PC>PS ................................................. 149

Tabla 7.5: Contratos de generación y transmisión de LP, si PS>PC ......................... 150

Tabla 7.6: Contratos de generación y transmisión de LP, si PC>PS ......................... 150

Tabla 7.7: Modelación de contratos de transmisión y modelación chilena.............. 155

Tabla 7.8: Transacciones en un modelo de TCC adaptado al caso chileno ............. 159

Tabla 7.9: Datos de ejemplo numérico..................................................................... 162

Tabla 7.10: Transacciones de empresas con una asignación del 100% (kUS$)....... 163

Tabla 7.11: Transacciones de CDEC con una asignación del 100% (kUS$)........... 164

Tabla 7.12: Transacciones de transmisor con una asignación del 100% (kUS$)..... 165

Tabla 7.13: Transacciones de empresas con una asignación del 75% (kUS$)......... 167

Page 9: despacho economico

viii

Tabla 7.14: Transacciones de CDEC con una asignación del 75% (kUS$)............. 168

Tabla 7.15: Transacciones de transmisor con una asignación del 75% (kUS$)....... 169

Tabla 7.16: Transacciones de empresas con una asignación del 0% (kUS$)........... 171

Tabla 7.17: Transacciones de CDEC con una asignación del 0% (kUS$)............... 172

Tabla 7.18: Transacciones de transmisor con una asignación del 0% (kUS$)......... 173

Page 10: despacho economico

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 1.1: Estructura de un mercado eléctrico competitivo y descentralizado........... 2

Figura 2.1: Intersección de curva de oferta y curva de demanda ............................... 21

Figura 3.1: Capacidad de transferencia de una interconexión.................................... 35

Figura 3.2: Despacho sin restricción de capacidad de transmisión ............................ 40

Figura 3.3: Despacho con restricción de capacidad de transmisión........................... 42

Figura 4.1: Impactos en transmisión a través del Sistema Interconectado del Este ... 55

Figura 4.2: Precios spot nodales de transmisión ........................................................ 61

Figura 4.3: Costo de transmisión con precios de la energía bajos.............................. 62

Figura 4.4: Costo de transmisión con precios de la energía altos .............................. 62

Figura 4.5: Contratos de largo plazo .......................................................................... 66

Figura 4.6: Contrato por diferencia ............................................................................ 67

Figura 4.7: Precio spot superior a precio contrato...................................................... 68

Figura 4.8: Precio spot inferior a precio contrato....................................................... 68

Figura 4.9: Contratos de transmisión y generación .................................................... 72

Figura 5.1: Sistema eléctrico chileno ......................................................................... 77

Figura 5.2: Sistema Interconectado Central (SIC) ..................................................... 79

Figura 5.3: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) .................................. 80

Figura 5.4: Funcionamiento del mercado eléctrico chileno ....................................... 81

Figura 5.5: Jerarquía de un CDEC ............................................................................. 87

Figura 5.6: Ingreso tarifario........................................................................................ 92

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x

Figura 6.1: Metodología para el llenado inicial de la curva de carga....................... 121

Figura 6.2: Diagrama de vertimientos ...................................................................... 123

Figura 6.3: Resultados tramo Cardones-Maitencillo................................................ 129

Figura 6.4: Resultados tramo Pan de Azúcar-San Isidro.......................................... 130

Figura 6.5: Resultados tramo San Isidro-Polpaico ................................................... 131

Figura 6.6: Resultados tramo Alto Jahuel-Ancoa..................................................... 132

Figura 6.7: Resultados tramo Charrúa-Ancoa .......................................................... 133

Figura 6.8: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Cardones-Maitencillo......... 136

Figura 6.9: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Pan de Azúcar-San Isidro .. 137

Figura 6.10: Diferencias de Ingresos Marginales tramo San Isidro-Polpaico.......... 138

Figura 6.11: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Alto Jahuel-Ancoa ........... 139

Figura 6.12: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Charrúa-Ancoa................. 140

Page 12: despacho economico

xi

RESUMEN

Este trabajo persigue, principalmente, ilustrar los efectos de las

restricciones de transmisión sobre los mercados eléctricos y, en especial, reflejar su

impacto sobre el Sistema Interconectado Central chileno, SIC.

Los precios spot juegan un papel fundamental en el desarrollo de esta

investigación, por lo que es de interés dar a conocer la formulación teórica de estos

precios, indicando los componentes que representan los costos operacionales y la

congestión, entre otros.

Se realizó una simulación computacional del eventual efecto que tendrían

las restricciones de transmisión sobre el SIC para el período 1999/2000, con la ayuda

del modelo de despacho económico multinodal Juanac. Se modeló una versión

simplificada del Sistema Interconectado Central, obteniéndose, entre otros

resultados, el ingreso marginal para cada tramo del sistema considerado en el

estudio.

Estas simulaciones muestran los mayores costos que se producirían en

el SIC por efecto de la congestión, de no mediar acciones preventivas y

correctivas por parte de las empresas. En base a los resultados obtenidos, se

formula la implementación de un modelo de contratos de transmisión cuya

finalidad es proteger económicamente a los participantes del mercado eléctrico

contra los efectos de la congestión.

Finalmente, este trabajo constituye una ayuda para comprender el

funcionamiento, las transacciones y los agentes que están involucrados en este

tipo de modelos, e identificar aquellos elementos que permitan su implementación

práctica en un mercado eléctrico.

Page 13: despacho economico

xii

ABSTRACT

The main purpose of this thesis is to illustrate the effects of the

transmission constraints on electrical markets, and especially to reflect their impacts

on the Central Interconnected Chilean System, SIC.

The spot prices play an important role in the development of this

investigation, so it is interesting to explain the theoretical formulation of the prices

and to indicate, among others, the components that represent operational costs and

the congestion.

A computational simulation was developed of the transmission

constraints on the SIC for the period 1999/2000, using the Juanac economical

dispatch multinodal program. A simplified system was modeled, and marginal

incomes were obtained for each line analyzed in the study.

If utilities do not develop an appropriate transmission expansion policy,

these simulations show the greater costs on the SIC that would occur because of

congestion. These results are used to formulate the implementation of a contract

network model, which economically protects the participants in electrical markets

from the congestion effects.

Finally, this thesis is a helpful tool to understand how these models work

and the transactions and agents that are involved in these models, and for

distinguishing the key elements that are necessary in their practical implementation

in electrical markets.

Page 14: despacho economico

1

I. INTRODUCCIÓN

Para lograr la competitividad dentro del mercado eléctrico es

indispensable garantizar el libre acceso a algunos servicios de los sistema de

potencia, y dentro de este marco el esquema chileno persigue como objetivo

fundamental lograr la competencia en aquellos sectores donde sea posible y

proporcionar un acceso abierto al sistema de transmisión. Si bien Chile es un país

pionero en temas de desregulación, aún existen temas sobre los cuales se necesita un

mayor conocimiento; existen limitaciones legales que hacen difícil lograr una

completa eficiencia y poder entregar las adecuadas señales económicas a las

empresas que participan en este mercado eléctrico.

Es importante poder establecer una estructura del mercado eléctrico,

distinguiendo aquellos elementos de carácter competitivo, de aquellos que requieren

una regulación en sus precios y servicios. El sector de generación no presenta ni

economías ni deseconomías de escala y la competencia es posible, en cambio los

sectores de transmisión y distribución tienen características de monopolio natural que

deben ser regulados, así como la tarea de coordinar la operación interconectada y el

uso de los sistemas de transmisión.

En los modelos de coordinación existentes, se reconoce la necesidad de

un Operador Independiente del Sistema que coordine las operaciones dentro de un

mercado competitivo y garantice la confiabilidad de un sistema interconectado. Bajo

este punto de vista, se han propuesto varias alternativas de coordinación en los

sectores eléctricos, sin embargo este trabajo se basa en conceptos utilizados en aquel

modelo denominado Poolco que obliga a una operación económica coordinada, pero

bajo el cual sus participantes tienen completa flexibilidad para acordar transacciones

comerciales.

Page 15: despacho economico

2

En la siguiente figura se ilustra este modelo de coordinación, los agentes

que participan y las relaciones existentes entre ellos [11, 21]:

Fuelco Fuelco Fuelco

Plantco Plantco Plantco

Sellco Sellco

Fuelco Fuelco Fuelco

Plantco Plantco Plantco

Sellco Sellco

Brokeco Brokeco Brokeco

Buyco Buyco Buyco

Lineco Lineco Lineco

Brokeco Brokeco Brokeco

Buyco Buyco Buyco

Lineco Lineco Lineco

POOLCO

Retailco Retailco Retailco Retailco

Cliente Cliente Cliente Cliente

GENERACIÓN

TRANSMISIÓN

DISTRIBUCIÓN

REGULADO

REGULADO

Sellco Sellco

Gridco Gridco

Figura 1.1: Estructura de un mercado eléctrico competitivo y descentralizado

Esta estructura del mercado eléctrico es formulada reconociendo un

papel fundamental del control del sistema, caracterizado por ser un monopolio

natural que es ejercido por el Poolco. Este ente asegurará una operación eficiente del

mercado spot, confiabilidad del sistema y alta probabilidad de un despacho al

mínimo costo de todas las plantas conectadas al sistema. En el esquema se indica que

las principales transacciones podrían incluir interacciones entre múltiples entidades

dentro de los segmentos eléctricos de generación, transmisión y distribución. Los

únicos monopolios estarían presentes en el área de las líneas de distribución, líneas

de transmisión y el despacho o Poolco (términos sombreados).

Page 16: despacho economico

3

La segmentación presentada separa posibles funciones competitivas

dentro de los sectores de generación y distribución. Sin embargo, tres de los

segmentos deben ser regulados dada su característica de monopolio: Poolco, Gridco

y Lineco.

Las funciones de cada uno de los segmentos del esquema de mercado de

la Figura 1.1 se resumen a continuación:

a) Nivel de Generación

- Fuelco: compra combustible para las plantas de generación eléctrica.

- Plantco: opera y mantiene las plantas de generación existentes.

- Sellco: comercializa contratos de suministro de largo plazo para

proporcionar cobertura en los precios a consumidores y generadores.

b) Nivel de Transmisión

- Poolco: despacha las plantas de generación y opera el mercado de corto

plazo

- Gridco: construye y mantiene el sistema de transmisión

- Brokeco: hace la unión entre compradores y vendedores a través de

contratos de largo plazo de transmisión y suministro de potencia

c) Nivel de Distribución

- Buyco: compra contratos de largo plazo para los clientes finales

- Lineco: construye y mantiene las líneas de distribución que se conectan al

sistema de transmisión para llegar a los clientes finales

- Retailco: proporciona servicios a los clientes finales incluyendo conexión

Page 17: despacho economico

4

y cobro de cuentas

En Chile se ha reconocido tempranamente las funciones competitivas

dentro de cada segmento y aquellas que deben ser sujetas a regulación.

1.1 Características Generales del Mercado Eléctrico Chileno

Si bien, la estructura chilena no tiene el nivel de segmentación del

modelo presentado, existen varios conceptos semejantes entre ambos.

El segmento Generación está en manos de cada empresa privada

generadora y dentro de sus políticas comerciales está la compra de combustible,

mantención y operación de sus plantas, la venta o compra de energía en el mercado

spot, pagos por el uso del sistema de transmisión y finalmente la venta de contratos

de largo plazo para proporcionar suministro de energía a sus clientes finales, que

pueden ser clientes libres o regulados.

Dentro del segmento Transmisión que se ha definido en el modelo

presentado, ocupa en Chile la función de Poolco el CDEC que es un ente formado

por empresas generadoras y es el que opera el mercado de corto plazo

independientemente de los contratos comerciales y hace el despacho hidrotérmico.

Por otro lado, la empresa transmisora es la que opera el sistema de transmisión y no

forma parte del CDEC. La venta y compra de los contratos de suministro y los de uso

del sistema de transmisión son acuerdos fijados directamente entre las partes

interesadas y no se usa un agente intermediario para realizar tales transacciones.

Finalmente, en el segmento Distribución las empresas concesionarias son

las encargadas de dar obligatoriamente este servicio a quien lo solicite (si es que se

encuentra dentro del área de concesión), así como la construcción de las

instalaciones apropiadas para brindar este servicio. Además, como clientes regulados

de las empresas generadoras, la compra de electricidad que realizan para entregar a

sus clientes regulados es a precio de nudo y de acuerdo a las condiciones que se

Page 18: despacho economico

5

establecen en los contratos de suministro. En la legislación chilena, no se reconoce

algún tipo de uso del sistema de transmisión por parte de las empresas de

distribución, por lo que éstas no establecen contratos de peajes con la empresa

transmisora. Respecto de los clientes finales, las empresas de distribución pueden

establecer contratos de suministro a precio libre con grandes clientes o a precio

regulado si es que son clientes pequeños.

Como se observa, en términos generales, el mercado eléctrico está

dividido en un Mercado Spot y en un Mercado de Largo Plazo que involucra

acuerdos libremente estipulados entre las empresas. Este mercado trata de promover

las decisiones de los participantes a través de señales económicas adecuadas

transmitidas en los precios de la electricidad. Sin embargo, en temas como expansión

del sistema de transmisión no existen procedimientos claramente definidos, con lo

que las decisiones pueden ser tomadas por los distintos participantes del mercado

eléctrico y en el momento que ellos decidan. Se agrega el hecho de que no existen

restricciones en cuanto a la concentración de propiedad de las empresas, ni

limitaciones a la integración vertical de las mismas.

El esquema de tarificación del sistema de transmisión en Chile se ha

implementado a través de una tarificación en dos partes. Una basada en un ingreso

marginal por energía y potencia, producto de la diferencia existente entre los precios

nodales; y la otra parte corresponde a un cargo adicional necesario para cubrir el

costo total del sistema de transmisión. Actualmente, para la determinación de los

precios de nudo se ocupa un modelo uninodal con el uso de factores de penalización

que sólo reflejan las pérdidas marginales y no los costos adicionales producto de

congestiones en las líneas. Como consecuencia de esto, se pueden producir efectos

distorsionadores sobre las señales económicas enviadas a los distintos participantes

del mercado eléctrico.

Page 19: despacho economico

6

1.2 Objetivos de la Tesis

Tomando como referencia lo anterior, sería importante determinar el

efecto de las restricciones de transmisión sobre cada uno de los participantes del

sector eléctrico, y ver la aplicabilidad de contratos de largo plazo de transmisión,

propuestos por diversos autores, con el fin de garantizar estabilidad sobre los precios

y cobertura a las empresas participantes frente a diferencias en los costos producto de

la congestión en algunos tramos del sistema de transmisión.

Este trabajo busca evaluar cualitativa y cuantitativamente el efecto de las

restricciones de transmisión en el principal sistema eléctrico en Chile. Para ello se

usa como herramienta básica el programa computacional de explotación de

generación/transmisión Juanac, desarrollado por la Universidad Pontificia Comillas

de España. Este programa se basa en la modelación propuesta por Schweppe [13]

para el cálculo de los precios spot o precios instantáneos para los distintos nodos del

sistema. Los precios spot reflejan el costo de producir, en cada instante y

localización física, una unidad más de energía para un cliente específico, tomando en

consideración los costos de operación, y sujetos a un conjunto de restricciones de

operación del sistema eléctrico en su totalidad.

En rigor, para la determinación de los precios spot en el principal

mercado eléctrico chileno, se requeriría de un programa que optimice la operación

hidrotérmica del sistema y modele la red eléctrica multinodal. Este trabajo resuelve

el problema en una forma híbrida, combinando un despacho hidrotérmico uninodal

con el programa Juanac, equivalente, con ciertas aproximaciones, a un despacho

térmico multinodal.

Además del análisis del efecto de las restricciones de transmisión, este

trabajo ejemplifica la aplicación de contratos de congestión en el SIC.

Page 20: despacho economico

7

1.3 Estructuración de la Tesis

Como se indicara, en este trabajo se estudia el impacto de las

restricciones de transmisión sobre un mercado competitivo de electricidad. Una

restricción sobre un tramo específico produce un efecto global sobre el sistema

eléctrico, y con una mayor incidencia sobre aquellas redes altamente interconectadas.

Por lo tanto, un análisis inapropiado de los flujos de potencia puede conducir a

conclusiones erróneas o a la adopción de modelos eléctricos incorrectos. Es

importante tener una visión global del sistema, tomando en consideración aspectos

técnicos y económicos en su conjunto.

En el Capítulo Nº2 se detalla el modelo de cálculo de los precios spot de

la electricidad propuesto por Schweppe, Caramanis, Tabors y Bohn [13]. Este

modelo constituye la base del cálculo de precios realizada en este trabajo, y por lo

tanto, es un elemento esencial en la evaluación de los efectos de las restricciones de

transmisión en el Sistema Interconectado Central, SIC, en Chile. La determinación

de los precios spot es relevante dentro del mercado eléctrico puesto que constituye la

base del ingreso que reciben las empresas y es la base de los pagos que deben

realizarse a los generadores y el precio pagado por los consumidores. De esta forma,

las modelaciones que se ocupen para su determinación, así como los supuestos y

simplificaciones, pueden tener efectos importantes sobre los valores finales que se

obtienen y sobre las señales económicas que se entregan a cada uno de los

participantes.

En el Capítulo Nº3 se hace un estudio de aquellos factores causales de

congestión sobre los tramos de transmisión y que normalmente son incluidos en las

modelaciones de los sistemas, destacándose aquellos relacionados con la capacidad

térmica de las líneas, seguridad de servicio y estabilidad de tensión.

Page 21: despacho economico

8

Como se analiza en el Capítulo Nº4, en un mercado que se caracteriza

por ser competitivo y desregulado en aquellos segmentos donde es posible, la

congestión es un problema que afecta a todos los participantes del mercado, y en esta

medida algunos pueden verse beneficiados y otros afectados si es que no se proponen

soluciones adecuadas. En este capítulo se revisan soluciones propuestas a través de

estudios que se han realizado en otros países con el objeto de identificar elementos

comunes que puedan ser aplicables en Chile. Es indispensable encontrar aquellos

elementos que den las señales adecuadas a los agentes que participan y de este modo

lograr una expansión del sistema que reporte beneficios a los mismos. Dentro de este

marco, los contratos por congestión en la transmisión pueden ser una solución

adecuada a este tipo de problemas.

El Capítulo Nº5 analiza la organización del mercado eléctrico chileno, el

cual se caracteriza por ser competitivo y la mayor parte de las transacciones que se

realizan dentro de él quedan sujetas a las fuerzas del mercado. Además de existir

competencia en el segmento de generación, esta característica del mercado ha hecho

que surja una fuerte competencia entre las empresas generadoras y la principal

empresa de transmisión. Los problemas de congestión que surgen en determinados

períodos, hacen que esta competencia se acentúe aún más, y que algunas veces se

produzcan roces entre las empresas, producto de que la ley eléctrica vigente presenta

variadas interpretaciones para su aplicación.

En el Capítulo Nº6 se realiza un estudio que busca ilustrar el impacto de

las restricciones de transmisión sobre el Sistema Interconectado Central, SIC. Se

busca reflejar el impacto de las restricciones sobre los precios spot en los distintos

nodos del sistema, los ingresos marginales en los tramos congestionados y las

diferencias de precios entre un sistema restringido y otro sin congestión.

Page 22: despacho economico

9

En el Capítulo Nº7 se realiza una comparación de aquellos elementos

claves entre la modelación chilena y la modelación de los contratos de transmisión, y

se ilustra un ejercicio numérico de la implementación de este modelo en el SIC.

También, se enuncian algunas ventajas de adoptar un modelo de contratos de

transmisión en el Sistema Interconectado Central chileno.

Finalmente, en el Capítulo Nº8 se destacan las conclusiones más

relevantes de este trabajo, así como también los aspectos claves necesarios en la

implementación de este modelo. Adicionalmente, se presentan los temas en los

cuales sería interesante seguir investigando con el fin de lograr resultados más

precisos e individuales a cada empresa real participante en el SIC.

Page 23: despacho economico

10

II. DETERMINACIÓN DEL PRECIO SPOT

La energía eléctrica debería ser tratada como un commodity que puede

ser comprado, vendido y comercializado, tomado en consideración las variaciones en

el tiempo y espacio de sus valores y costos. En términos generales, el precio

instantáneo o precio spot refleja los costos de capital1 y operación de generar,

transmitir y distribuir energía eléctrica, el que varía en cada instante y de un lugar a

otro. Aunque se puede plantear el cálculo de un precio spot que varíe minuto a

minuto, varios mercados en el mundo han definido escalas de tiempo mayores para

su cálculo. En este trabajo se utilizará la hora como escala de tiempo, dando lugar a

un precio spot horario.

Un mercado de energía basado en el precio spot, tiene muchos beneficios

tanto para las empresas eléctricas como para sus consumidores. Éstos incluyen

mejoras en la eficiencia de la operación, reducción en inversiones de capital, y

opciones para los consumidores respecto del tipo de electricidad a ser comprada. El

mercado eléctrico basado en este tipo de precio es una situación win-win tanto para

las empresas, como sus clientes.

La formulación matemática general del cálculo de los precios spot ha

sido descrita por diversos autores, sin embargo, la modelación teórica propuesta por

Schweppe ha sido una de las más completas y claras, y ha constituido la base de los

planteamientos marginalistas de corto plazo en el área eléctrica. Por tales motivos, el

desarrollo de los precios spot que se presenta en este capítulo está basado en la

formulación de este autor.

1 Los costos de capital no aparecen en la expresión final de los precios spot, ya que al

ser un término constante, su derivada respecto de la demanda es nula.

Page 24: despacho economico

11

El precio spot horario es determinado por las condiciones de la oferta y

demanda existentes en una determinada hora. Particularmente, depende de:

- Demanda total y demanda en cada nodo.

- Generación disponible y costos de la misma (incluyendo compras a otras

empresas).

- Disponibilidad y capacidad del sistema de transmisión/generación y las

pérdidas asociadas.

Para realizar una evaluación cuantitativa de los efectos de las

restricciones de transmisión, sería recomendable entender aquellas variables que

están involucradas en el cálculo de los precios spot, así como las restricciones a las

que está sujeta su determinación. Particularmente, el modelo Juanac toma como

referencia esta formulación matemática para la determinación de los precios spot en

cada nodo del sistema modelado, e introduce la capacidad de las líneas de

transmisión como una restricción adicional a la que está sujeta su función objetivo de

minimización de costos. Si bien Juanac no toma en consideración la totalidad de los

componentes del precio spot propuestos por Schweppe, la determinación de estos

precios involucra la combinación de algunas de estas variables que se asocian a las

restricciones que toma en cuenta el modelo computacional.

Se definen los siguientes términos [13]:

rk(t) : precio spot horario para cliente k durante hora t (mills/kWh)

dk(t) : demanda de cliente k durante hora t (kWh)

d(t) : demanda total de todos los clientes durante hora t (kWh),

con d t d tk

k

( ) ( )= å

Page 25: despacho economico

12

Una aproximación básica usada para cuantificar el precio spot es la

siguiente,

rk(t) : Costo marginal de proporcionar energía eléctrica al cliente k

durante la hora t, tomando en consideración los costos de capital y de operación

(mills/kWh). Es decir:

)(d

)(t

tk

k

futuroelenyahoraesconsumidorlos

todosaeléctricaenergíaarproporcionde

úû

ùêë

é

=

TotalCosto

r (2.1)

La derivación de (2.1) debe ser evaluada sujeta a restricciones como:

- Balance de energía: generación total igual a demanda total más las

pérdidas.

- Límites de generación: demanda total durante hora t no puede exceder la

capacidad de todas las plantas de potencia disponibles en ese período de

tiempo.

- Leyes de Kirchoff: los flujos de energía y pérdidas en una malla son

determinados por leyes físicas.

- Límites de los flujos por las líneas: flujos de energía sobre una línea en

particular no pueden exceder los límites especificados sin provocar

problemas de operación sobre el sistema.

En la siguiente sección se explican los componentes que determinan los

precios spot, y en la forma que cada uno de ellos aporta en el valor final de estos

precios.

Page 26: despacho economico

13

2.1 Componentes del Precio Spot

El precio spot asociado al cliente k durante la hora t, puede ser visto

como la suma de una serie de componentes individuales:

[ ][ ][ ]

[ ]

[ ]

[ ]llao de la ma suministrCalidad det

mallanto de la Mantenimiet

la mallainales de argPérdidas mt

neracióno de la ge suministrCalidad det

neracióninal de geargnto mMantenimiet

neracióninal de gearge mCombustibltt

M

Fk

)(+

)( +

)( +

)( +

)( +

)()(

kQS,

kM,

kL,

QS

h

h

h

g

g

gr =

(2.2)

Adicionalmente, a esta expresión se le puede agregar un par de términos

relacionados con lo que se ha denominado reconciliación de los ingresos2, los que

serán explicados más adelante.

Para detallar cada uno de estos términos se han clasificado tres grupos. El

primero de ellos agrupa aquellos componentes que hacen referencia a los costos de

operación del sistema, incluyendo combustible, mantenimiento y pérdidas en la red

eléctrica; el segundo grupo está formado por aquellos que relacionan la calidad de

suministro del conjunto generación/transmisión; y finalmente el tercer grupo hace

referencia a la reconciliación de los ingresos.

a) Componentes del costo de operación

Los componentes del precio spot horario generalmente más influyentes

son aquellos que tienen relación con la operación del sistema eléctrico, incluyendo

combustible y mantenimiento de las unidades empleadas, y las pérdidas que se

2 Estos componentes surgen cuando se opta por la aproximación de modificar el precio

spot.

Page 27: despacho economico

14

producen por efecto de la transmisión de potencia a través del sistema de

transmisión.

En el desarrollo del modelo del precio spot, se asumirá primero un

modelo simple, al que se le irá agregando distintos componentes propios del

sistema3.

i) Componente marginal de mantenimiento y combustible de generación, l(t)

Para la obtención inicial del modelo más simple del precio spot,

denominado modelo lambda del sistema, l(t), se suponen las siguientes

simplificaciones:

- Se ignoran los costos de transmisión y distribución.

- Se agregan todos los consumidores individuales en una demanda única.

- Se agregan todos los generadores individuales en un generador único4.

El lambda del sistema, l(t) o precio spot único del sistema, corresponde

a la derivada de los costos totales de operación de las unidades de generación con

respecto a la demanda en esa hora. Este término incluye el efecto de compras y

ventas que una empresa puede hacer con otras empresas externas e interconectadas al

sistema. En general, l(t) tiende a crecer con el incremento de la demanda total d(t).

Para la obtención de este valor, se supone que hay suficiente capacidad de

generación disponible, por lo que la demanda nunca sobrepasa la oferta.

3 Como restricciones de capacidad de generación; costos de transmisión incluyendo los

relacionados con las pérdidas y restricciones en la capacidad de las líneas.

4 Simplificación que es aplicada en Chile en algunos de sus modelos, como en el GOL

(Gestión Óptima del Laja).

Page 28: despacho economico

15

Se definen los siguientes términos,

t: índice de tiempo (hora).

j: generador j-ésimo.

k: consumidor k-ésimo.

gj,max(t): generación máxima (kWh) posible del generador j durante la

hora t.

gj(t): generación actual (kWh) del generador j durante la hora t.

gmax (t): generación máxima total (kWh) posible durante la hora t,

con g (t) =maxj

g tj max, ( )å

g (t): generación total (kWh) actual durante la hora t,

con g(t) =j

g tj ( )å y 0 £ g(t) £ gmax(t)

dk(t): demanda (kWh) del consumidor k durante la hora t.

d (t): demanda total (kWh) de todos los consumidores durante hora t,

con d(t) =k

d tk ( )å

Page 29: despacho economico

16

En forma adicional se definen los siguientes costos:

Gj,F[gj(t)] : costo combustible (mills)5 del generador j, con una

generación gj(t) durante hora t.

Gj,M[gj(t)]: costo mantenimiento (mills) del generador j, con una

generación gj(t) durante hora t.

Gj,FM[gj(t)]: costo total de combustible y mantenimiento (mills) del

generador j. Es decir,

Gj,FM[gj(t)] = Gj,F[gj(t)]+ Gj,M[gj(t)]

GF [g(t)]: costo total de combustible (mills) durante hora t,

con [ ] [ ]G g(t) =Fj

G g tj F j, ( )å

GM [g(t)]: costo total de mantenimiento (mills) durante hora t,

con [ ] [ ]G g(t) =Mj

G g tj M j, ( )å

GFM[g(t)]: costo total de combustible y mantenimiento (mills) durante

hora t. Es decir,

GFM[g(t)] = GF[g(t)]+ GM[g (t)] (2.3)

5 mills corresponde a milésimas de dólar por kWh, aunque el modelo planteado puede

Page 30: despacho economico

17

El costo total de proveer electricidad en un intervalo de tiempo [T1,T2]

está dado por:

[ ]Costo Tota g sl = GFM

s=T1

T2

( )å

Entonces, el precio spot horario para el consumidor k está dado por:

( )

( )r

¶¶k

(t) = Costo Total

tdk

Pero como para este caso se consideró una demanda agregada d(t), existe

sólo un precio spot,

( )

( )r

¶¶

(t) = Costo Total

d t(2.4)

Por simplificación del problema, se asume que no hay períodos múltiples

de tiempo relacionando los costos, por lo que

[ ]( )

¶(t) =

G

d tFM

g t( )(2.5)

Una restricción necesaria bajo la cual está sujeta esta expresión, está dada

por leyes físicas y se refiere al balance de energía en donde la energía total generada

durante la hora t tiene que ser igual a la cantidad total usada. Como para esta etapa se

supuso la no existencia de pérdidas, se tiene que:

g(t) = d(t) (2.6)

expresarse en cualquier unidad monetaria.

Page 31: despacho economico

18

Por lo tanto, se obtiene lo siguiente para (2.5)

[ ]( )

¶(t) =

G

g tFM

g t( )(2.7)

Sustituyendo (2.3) en (2.7) se obtiene lo siguiente:

[ ]( )

[ ]( )

¶(t) =

G

g t

G

g tF M

g t g t( ) ( )+

donde, el componente de combustible y el componente de mantenimiento

del precio spot están dados por,

[ ]( )

¶F

F

(t) = G

g t

g t( )(2.8)

[ ]( )

¶M

M

(t) = G

g t

g t( )(2.9)

Por lo que,

r g g(t) = F ( ) ( )t tM+ (2.10)

A estos dos primeros componentes del precio spot se les llamará lambda

del sistema, por lo que:

l (t) = Lambda del Sistema

[ ]( )

¶g g(t) =

G

g tFM g t

t tF M

( )( ) ( )= + (2.11)

Page 32: despacho economico

19

Luego, en este modelo simple, el precio spot es igual al lambda del

sistema:

r (t) = l (t) (2.12)

A medida que la modelación vaya completándose, se irán agregando más

términos en el precio spot r (t) (ecuación (2.10)). Sin embargo, la definición del

lambda del sistema, l (t), se mantendrá para todas las modelaciones futuras.

El desarrollo anterior puede relacionarse con el óptimo social, en el

balance oferta y demanda de energía eléctrica, según se explica a continuación.

Se define B[d(t)] como el beneficio total que reciben todos los

consumidores de usar d(t) de energía durante la hora t. Luego,

[ ] [ ]Costo Social Beneficio Social G g t B d tFM

= - = -( ) ( ) (2.13)

Se determinará el precio spot horario r(t), como la tarifa cargada a los

consumidores que minimiza el costo social asumiendo un comportamiento óptimo

del consumidor.

Los consumidores presentan un comportamiento óptimo si d(t) es elegido

para maximizar la diferencia entre sus beneficios y sus costos, es decir:

[ ]( )Max B d t t d td t( ) ( ) ( ) ( )- r (2.14)

Con lo que se obtiene,

[ ]¶

¶r

B

d t

d tt

( )

( )( )= (2.15)

Page 33: despacho economico

20

Como se asume que los consumidores son tomadores de precio y como la

demanda es la suma de la demanda de todos los consumidores, éstos por si solos no

pueden afectar r(t). Por lo tanto, d(t) = d[r(t)], que al sustituir en (2.13) y obtener la

forma Lagrangeana de dicha función, tomando en consideración el balance de

energía, se tiene

[ ] [ ] ( )[ ] ( )[ ]tgdttdBtgGteFM

-+-=W t )()()( )( rm (2.16)

me (t): multiplicador de Lagrange asociado a la restricción de balance de

energía sin pérdidas d(t) = g(t).

Derivando respecto de g(t),

(t)

g(t)

W= 0

se obtiene

( )[ ]( )

( ) 0t g

g G FM =- t

te

¶(2.17)

lo que indica que el multiplicador de Lagrange es igual al lambda del

sistema:

( )( )[ ]

( )( )t

tgt

e

tg

G FM l

¶m ==

Derivando respecto a r(t)

¶ r

(t)

(t)

W= 0 (2.18)

Page 34: despacho economico

21

se obtiene,

( )[ ]( )

( )[ ]( )

( )( )[ ]( )

0t

t d

t

t d

t

t dB =+-

r¶m

¶t

de

luego,

[ ]( ) )(

)(

)(B tt

td

tde

lm¶

¶== (2.19)

que corresponde al precio spot r (t) de la ecuación (2.15). Se obtiene

finalmente que r (t) = l (t).

Generalmente, l (t) es una función de la demanda d(t), la que a su vez es

una función del precio r (t). Por lo tanto, se tiene una solución explícita para el

precio spot dada por ( ) ( )[ ][ ]r l r d tt = , la que comúnmente es representada

económicamente por la intersección de las curvas de oferta y demanda, como se

observa en la Figura 2.1:

0

5

10

15

Demanda (kWh)

Precio

(mills/kWh)

Curva de Demanda Curva de Oferta

Precio Resultante

Demanda Resultante

Figura 2.1: Intersección de curva de oferta y curva de demanda

Page 35: despacho economico

22

Como se observa en la curva de oferta, el costo marginal aumenta cuando

la demanda aumenta. Y en la curva de demanda, la demanda disminuye cuando el

precio aumenta.

ii) Pérdidas en la red eléctrica, hL,k (t)

Este componente modifica el precio spot cuando se incorporan al modelo

las pérdidas de energía resultantes de la transmisión y distribución. El efecto de la

demanda, dk(t), sobre las pérdidas totales o las pérdidas en las líneas individuales

depende de la ubicación física del consumidor k en la red. Las pérdidas sobre una

línea están determinadas por la generación y carga en todos los nodos y no sólo los

nodos de entrada y salida de la línea.

En rigor, en la determinación de este componente hL,k (t) se debe

modelar el impacto de los flujos eléctricos sobre las pérdidas, resultantes de la

interacción de voltajes en barras, flujos de potencia activa y reactiva, etc. Una

simplificación frecuente a este nivel y adoptada en este trabajo, es modelar

solamente los flujos de potencia activa en lo que se ha denominado un flujo de

potencia lineal o flujo DC (Ver Anexo A6).

El precio spot, incorporando las pérdidas, queda dado por:

( ) ( )[ ] ( )( )t

ttk

kL, d

tL

¶lh ´= (2.20)

donde se multiplica el lambda del sistema por las pérdidas marginales, y

asumiendo una dependencia cuadrática de las pérdidas sobre los flujos de las líneas,

resulta la siguiente expresión:

6Anexo A:Modelo de Flujo en Corriente Continua (DC), pp. 191

Page 36: despacho economico

23

( ) ( )[ ] ( )( )( )å´=

i

ii

t

ttzRtt

k

ikL, d

z 2

¶lh

donde:

d k (t): demanda del consumidor k durante la hora t.

z i(t) : flujo de potencia sobre la línea i durante la hora t.

( )z t : vector de flujos de potencia por las líneas del sistema.

( ) ( )[ ] ( )[ ]L t L z t L z ti ii

= = å : pérdida total de energía por las líneas.

( )[ ] ( )L z t R z ti i i i= 2 : pérdida en la línea i según flujo de carga DC.

Ri : constante proporcional a la resistencia de la línea i.

b) Componentes de la calidad del suministro

Además de considerar los componentes relacionados con la operación del

sistema, el precio spot es modificado por aquellos componentes que se relacionan

con la calidad del servicio de generación y de transmisión. En general, la influencia

de estos componentes sobre el precio spot es muy baja exceptuando aquellos

períodos en donde la capacidad de generación y del sistema de transmisión ha

llegado a su límite máximo. Durante esos períodos críticos, el valor final del precio

spot está fuertemente influenciado por los componentes de la calidad de suministro.

i) Calidad de suministro de la generación, gQS(t)

Un término adicional debe agregarse al precio spot r (t) si se modela la

calidad de suministro de la generación.

Page 37: despacho economico

24

Se puede suponer que se tiene una demanda d(t) y una generación

máxima gmax(t) durante la hora t. Si d(t) > gmax(t), el sistema dejaría de abastecer

parte de la carga (condición de falla) y, por ende, se deben tomar medidas para evitar

que tal condición ocurra.

Cuando g(t) = d(t) se aproxima al nivel de generación crítica gcrit,g(t)

(basado en la capacidad de generación y requerimientos de reserva de la operación),

las empresas toman medidas para prevenir que g(t) no sobrepase gcrit,g(t). Por lo

tanto, la generación total durante la hora t debe ser menor o igual al nivel de

generación crítica, es decir, g(t) £ gcrit,g(t).

Para la determinación de este componente, se define ( )[ ]G g tQS como el

costo asociado a la calidad de suministro de la generación. Es decir, los costos

incurridos en proporcionar energía confiable a los clientes durante la hora t. Este

término se agrega a la función de costo social de la ecuación (2.13), o sea:

[ ] [ ] [ ]Costo Social G g t G g t B d tFM QS= + -( ) ( ) ( )

Minimizando esta expresión se obtiene ( )g QS t , que representa el

componente del precio spot asociado a la calidad de suministro de generación, es

decir,

( )( )[ ]

( )g

¶QS tg t

= G

g tQS

(2.21)

Por lo tanto, la expresión para el precio spot hasta el momento es,

( ) ( ) ( ) ( )tt QSkL, t t ghlr ++=

la que modela los siguientes componentes:

Page 38: despacho economico

25

- Costo combustible y mantenimiento de generación.

- Pérdidas.

- Costo de la calidad de suministro de generación.

- Restricción de suministro de generación g(t) £ gcrit,g(t).

ii) Calidad de suministro de la red eléctrica, hQS,k(t)

Cuando los flujos de potencia alcanzan magnitudes muy grandes, la vida

útil de las líneas disminuye respecto a condiciones normales de operación y se

incrementa la probabilidad de falla de los tramos del sistema de transmisión, con la

consiguiente disminución de la calidad del suministro. Por lo tanto, el componente

que se relaciona con la calidad del servicio de la red, modifica el valor final del

precio spot y llega a ser importante en magnitud cuando la capacidad del sistema de

transmisión está cerca de sus límites térmicos.

Normalmente, la empresa dueña del sistema de transmisión debiera

establecer el límite térmico en determinadas líneas respecto del flujo máximo que

puede circular por ellas. En la práctica, este límite varía con el tiempo de duración

del flujo, la temperatura externa, dirección del flujo y condiciones en otros nodos del

sistema. Al incluir este componente en la determinación del precio spot, se puede

suponer la siguiente condición de operación:

( )z t zi i max£ ,

donde los flujos que circulan por una línea específica i están limitados

por un límite máximo establecido por los dueños de la línea.

Page 39: despacho economico

26

Adicionalmente, para reflejar los efectos de los flujos sobre el sistema, se

asocia una función de costo a la calidad de suministro de la línea, dada por:

( ) ( )[ ] ( )[ ]tztzti

i N NN QSiQS,QS å ==

donde,

( )tiQS,N : costos de la calidad de suministro (mills) de la línea i durante

la hora t.

( )[ ]NQS z t : costo total asociado a la calidad del suministro del sistema de

transmisión (mills).

Tomando en consideración la restricción térmica de las líneas y los

costos de transmisión de proporcionar un adecuado suministro, el término marginal

asociado está dado por,

( )

( )[ ] ( ) ( )

( )

( )[ ]( )

( )( )

( )

h

¶ m

¶m

h

h

N

d

N

z

z

d

QS,k

QS

k

QS,i

i

i

k

t

z t t z t

t

z t

tt

t

t

QS i ii

i

QS ii

=

ëêù

ûú

= +é

ëêê

ù

ûúú

å

å

, ,

, ,

(2.22)

donde:

( )mhQS, ,i t : multiplicador de Lagrange asociado a la restricción de flujo

máximo por la línea i.

c) Componentes de reconciliación de los ingresos

Es importante comprobar que las condiciones de óptima eficiencia

económica sean compatibles con la viabilidad económica y financiera de la empresas

Page 40: despacho economico

27

eléctricas. El término reconciliación hace referencia a la adopción de medidas

adecuadas para ajustar los siguientes tres términos: cantidades pagadas por los

consumidores, ingresos percibidos por los generadores y costos totales de suministro.

El objetivo de la reconciliación de los ingresos es lograr condiciones de

igualdad entre los ingresos percibidos por los generadores (incluido retorno de

capital) y los pagos realizados por los consumidores, así como también, la igualdad

entre los mismos ingresos con los costos totales de las empresas suministradoras.

Para alcanzar estas condiciones se desarrollan procedimientos que consiguen la

igualdad cuando ésta no ocurre por sí sola (ajustes, devoluciones, creación de un

fondo común, modificaciones a los precios spot).

Se debe resolver el conflicto posible entre optimizar la eficiencia

económica, lo que requiere el uso de precios marginalistas, y mantener la viabilidad

de la industria eléctrica en su conjunto, que requiere que los ingresos cubran los

costos de suministro.

La modelación que ocupa Schweppe, se basa en una modificación del

precio spot pagado por los consumidores a través del uso de dos componentes de

reconciliación del ingreso. Esto es con el objeto de que el ingreso que recibe una

empresa sobre un intervalo de tiempo, cubra sus costos de operación y costos de

capital, más una razonable tasa de retorno sobre la inversión.

Por lo tanto, a la expresión (2.2) se deben agregar los siguientes

términos:

( ) [ ]( )[ ]

kR,

R

istemaesos del Són de IngrconciliaciRet

neraciónesos de Geón de IngrconciliaciRetciónReconcilia

h

g

+

=

(2.23)

Page 41: despacho economico

28

En el caso de Chile, cada empresa establece en sus contratos comerciales

las condiciones de compra/venta, y los riesgos asociados al negocio son propios de

cada una de ellas. Por lo tanto, los contratos de suministro de las empresas

generadoras se establecen con clientes regulados a precio de nudo o bien con grandes

consumidores a precio libre. Por otro lado, los contratos de compra de las empresas

distribuidoras son a precio de nudo y la venta se realiza a un precio regulado en caso

de ser consumidores con una potencia conectada inferior o igual a 2MW, o bien, a

precio libre si se trata de un gran consumidor.

Page 42: despacho economico

29

III. RESTRICCIONES PRESENTES EN UN SISTEMA ELÉCTRICO

Y SUS EFECTOS SOBRE EL MERCADO ELÉCTRICO

Una red altamente interconectada, crea fuertes interacciones eléctricas a

través de los distintos puntos del sistema. Cada planta generadora y cada una de las

cargas afecta a las otras existentes en el sistema. La potencia es transportada con el

fin de abastecer la demanda o bien poder ajustar ciertas contingencias o fallas que

ocurren en el sistema. La potencia que fluye en las redes, puede circular

confiablemente si hay suficiente capacidad de transferencia disponible sobre todas

las líneas del sistema.

La competencia dentro del mercado eléctrico se ve enfrentada a los

impactos que surgen de estas interacciones y de las restricciones a las que éstas están

sujetas. A grandes rasgos, el efecto de una simple restricción sobre un sistema

eléctrico, puede llegar a crear una congestión que hace variar drásticamente el precio

en cada localidad del sistema. Además, dependiendo de la ubicación de los agentes

del mercado en un sistema restringido, se pueden manipular las interacciones dentro

de la red con el fin de incrementar las utilidades y restringir la producción de los

competidores.

Normalmente se distinguen tres tipos de restricciones que limitan la

capacidad de transferencia de potencia de un sistema de transmisión [22]:

restricciones térmicas, restricciones de voltaje y restricciones de operación del

sistema.

3.1 Limitaciones Térmicas

Éstas son las restricciones más comunes que limitan la capacidad de una

línea de transmisión, cable o transformador de potencia. Los conductores eléctricos

al oponer resistencia al flujo de electrones producen un calentamiento de los mismos.

Las temperaturas sobre el conductor, dependen de la corriente y también de las

Page 43: despacho economico

30

condiciones climáticas ambientales como: temperatura, velocidad y dirección del

viento, que producen la disipación del calor en el aire. Sin embargo, la capacidad

térmica sobre las líneas de transmisión normalmente es expresada en términos de los

flujos de corriente en lugar de las temperaturas actuales, dada la facilidad de

medición.

Los límites térmicos son necesarios, ya que un sobrecalentamiento de las

líneas conduce a dos posibles problemas:

- La línea de transmisión pierde resistencia mecánica y reduce su vida útil

esperada.

- Cada tramo de una línea de transmisión que se encuentra entre dos torres

de apoyo, se expande y comba en el centro. Si la temperatura es

constantemente alta, la línea sobrecalentada se estira y puede hacer que el

espacio entre la línea y la tierra sea menor que el requerido por razones de

seguridad.

Como el sobrecalentamiento es un proceso gradual, los flujos de

corriente más altos pueden circular por períodos limitados de tiempo. De esta forma,

una capacidad térmica normal para una línea, corresponde al nivel de flujo de

corriente que puede soportar indefinidamente. Los rangos de emergencia son niveles

que la línea puede soportar por períodos limitados, como por ejemplo, algunas horas.

Similarmente, los transformadores de potencia y otros equipos también

están limitados por restricciones térmicas. En el caso de los transformadores, éstos

están diseñados para operar con un ascenso máximo de temperatura, ser capaces de

disipar el calor producido y, simultáneamente, proteger la aislación del equipo.

Page 44: despacho economico

31

3.2 Restricciones de Voltaje

Las fluctuaciones de voltaje pueden darse debido a variaciones en la

demanda eléctrica y/o a fallas sobre las líneas de transmisión o distribución. Las

restricciones sobre los niveles máximos de voltaje son establecidos por el diseño de

la línea de transmisión. Si el máximo es sobrepasado, se pueden producir

cortocircuitos, interferencias y ruido; y los transformadores y otros equipos presentes

en las subestaciones e instalaciones de los consumidores pueden llegar a dañarse o

destruirse. Las restricciones mínimas de voltaje también existen y se basan sobre los

requerimientos de los consumidores. Los voltajes bajos provocan una operación

inadecuada de los equipos y pueden dañar los motores de los consumidores.

El voltaje sobre una línea de transmisión tiende a caer desde el extremo

transmisor hasta el extremo receptor. La caída de voltaje a lo largo de la línea es

directamente proporcional a los flujos de potencia reactiva y la reactancia de la línea,

la que aumenta con el largo de la misma. Cuando es necesario, condensadores son

instalados en las líneas para controlar las caídas en el voltaje.

3.3 Restricciones en la Operación del Sistema

Este tipo de restricciones en los sistemas de potencia nace principalmente

de los requerimientos de seguridad y confiabilidad. De esta forma, es importante

controlar los flujos de potencia en las líneas de transmisión y distribución de una red

eléctrica. Los flujos de potencia se redistribuyen cuando la demanda cambia, cuando

los modos de generación cambian, o cuando el sistema de transmisión o distribución

es alterado debido a que algún circuito está siendo conectado o está saliendo de

servicio.

Page 45: despacho economico

32

3.3.1 Operación preventiva para la seguridad del sistema

Restricciones sobre las capacidades de transmisión también ocurren

debido a procedimientos de operación preventiva para la seguridad de los sistemas.

Los sistemas de potencia son diseñados y operados para proporcionar continuidad de

servicio en caso de posibles contingencias como: pérdida de una unidad generadora,

pérdida de una línea de transmisión, o falla de algún otro componente del sistema.

Estos procedimientos preventivos apuntan a operar el sistema con el fin de evitar

interrupciones en el servicio, como resultado de la salida de servicio de algún

componente. Esto incrementa la seguridad en la operación de los sistemas

interconectados y reduce la frecuencia con la que los principales problemas ocurren.

3.3.2 Estabilidad del sistema

Los problemas de estabilidad de los sistemas de potencia representan

otras restricciones de operación de los sistemas. Generalmente ellos son agrupados

en dos tipos:

- Mantención de la sincronización entre los generadores del sistema.

- Prevención del colapso de los voltajes.

Dentro de un sistema interconectado, todos los generadores giran

sincronizadamente a una frecuencia específica. Cuando una falla ocurre en el sistema

de transmisión, los requerimientos de potencia de los generadores cambian. La falla

puede reducir los requerimientos del generador; sin embargo, la potencia mecánica

de la turbina permanece constante, haciendo que el generador se desacelere. Al

eliminar la falla, se altera el flujo de potencia y la turbina aumenta la velocidad. Esto

produce oscilaciones en la velocidad a la que el generador rota y en la frecuencia de

los flujos de potencia del sistema. Bajo estas circunstancias el sistema puede ser

inestable, en lo que se denomina una inestabilidad transiente y puede conducir a un

colapso total del sistema. Para evitar esta inestabilidad transiente, la potencia que se

Page 46: despacho economico

33

transmite entre las áreas es limitada a niveles determinados por estudios de

contingencias del sistema. La llamada inestabilidad dinámica generalmente ocurre

cuando pequeñas variaciones normales en generación o consumo dan origen a

oscilaciones de baja frecuencia. Estas condiciones pueden conducir a grandes

fluctuaciones de voltaje y frecuencia, resultando en una pérdida de la estabilidad del

sistema.

La inestabilidad en el voltaje ocurre cuando el sistema de transmisión no

está adecuadamente diseñado para administrar los flujos de potencia reactiva.

Grandes cantidades de flujos de potencia reactiva en líneas de transmisión largas,

dan origen a serias caídas en el voltaje en el extremo consumidor, haciendo que en

este extremo aumente la corriente. Este incremento en la corriente causa flujos de

potencia reactiva adicional y pérdidas de voltaje en el sistema, llevando a voltajes

aún más bajos en el extremo receptor. Si el proceso continua, el voltaje colapsa y es

necesario que los usuarios sean desconectados para prevenir daños serios.

Finalmente, el sistema colapsa total o parcialmente.

3.3.3 Flujos de potencia en el sistema de transmisión

Cuando la potencia eléctrica fluye entre los distintos puntos del sistema

de transmisión, ésta no sigue un trayecto único. En lugar de eso, la potencia fluye en

forma paralela a través de cada trayecto existente entre la fuente y el destino,

dependiendo de la impedancia presente en las líneas. Un trayecto con una

impedancia baja transporta una mayor parte de la transferencia total que un trayecto

con una impedancia alta.

Los flujos de potencia, por lo tanto, pueden circular a través de trayectos

paralelos en otros sistemas de transmisión, dependiendo de las condiciones de carga.

Este fenómeno se ha denominado flujos paralelos. En forma adicional, cuando varios

sistemas de transmisión están interconectados entre sí, los flujos de potencia pueden

circular por los sistemas y regresar, formando lo que se ha denominado flujos

Page 47: despacho economico

34

cerrados (loop flows). Ambos efectos pueden limitar la cantidad de potencia que el

resto de los sistemas pueden transferir a sus propios consumidores.

El problema de los flujos paralelos puede hacer incoherentes acuerdos

bilaterales establecidos en el mercado de la transmisión, ya que la circulación de los

flujos de potencia por las redes ocurre sin importar quien sea el propietario de las

líneas de transmisión. Agravando esto, se suma la situación en que la capacidad de

transferencia de transmisión, por condiciones de estabilidad, puede resultar menor

que los límites térmicos de las mismas líneas, y esta diferencia puede cambiar de

acuerdo a como varíen las condiciones del sistema.

Los flujos de potencia a través de una interconexión7 pueden provocar

efectos dramáticos sobre la capacidad de otras y distantes interconexiones:

- La capacidad de transferencia no puede ser definida o garantizada sobre

un horizonte razonable de tiempo.

- Las definiciones convencionales de capacidad de transferencia de una

interconexión dependen de las condiciones de carga consideradas, como

se puede observar en la Figura 3.1.

7La reducción a interconexión es una simplificación que es usada para el manejo de los

sistemas de transmisión altamente interconectados. En este trabajo, se entiende por interconexión de

transmisión a aquella que separa la región productora de la región consumidora, y generalmente se

define un límite máximo de transferencia para cada una de ellas.

Page 48: despacho economico

35

1800 MW

A

B

C

A

B

C

900 MW

0 MW

900 MW

0 MW

1800 MW

Pmax= 600 MW

300 MW

300 MW

600 MW

1200 MW

Pmax= 600 MW

1800 MW?

Interconexión Interconexión

900 MW?

¿ CUÁL ES LA CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA INTERCONEXIÓN?

Figura 3.1: Capacidad de transferencia de una interconexión

Se supone que A y B están en una región y que hay muchos

consumidores localizados en C y la interconexión de transmisión separa la región

productora de la consumidora8. ¿Cuál es la capacidad de transferencia a través de la

interconexión de transmisión? [7,8,11].

Dependiendo del nivel de consumo que se asuma y la forma en que se

genere, se tienen distintas respuestas. En la figura se presentan dos condiciones. En

la primera, la demanda total de C es de 900MW y ésta es proporcionada por el

generador de bajo costo A. De acuerdo a las leyes físicas, el trayecto A-B-C es dos

veces más largo que el trayecto A-C, por lo que tiene doble resistencia eléctrica. Por

8Para este ejemplo se asume que las líneas presentan características idénticas,

exceptuando la restricción térmica presente en la línea que conecta A y C con una capacidad máxima

de 600 MW.

Page 49: despacho economico

36

lo tanto, 600MW se mueven a través de este último trayecto, y los restantes 300 MW

por el otro. No hay potencia generada en B, y no puede ser agregada más potencia

sin sobrepasar los 600MW de restricción en la línea A y C. Por lo tanto, como

consecuencia de esta restricción y como se eligió generar 900MW en A, no es

posible satisfacer una mayor demanda en C. Por ende, la capacidad de transferencia

de potencia de la interconexión puede ser considerada como de 900MW.

Si la demanda aumenta en C, no hay más elección que generar potencia

en B y reducir la generación en A, con el fin de no exceder la limitación térmica en

la línea analizada. En el caso extremo, en la otra condición representada en la figura,

si la demanda aumenta a 1800MW, la única solución es generar toda la potencia en B

y nada en A. Por lo tanto, la capacidad de transferencia de potencia en la

interconexión puede ser considerada como de 1800MW.

En un sistema real, las dos condiciones representadas pueden presentarse

por las economías y disponibilidad de los generadores en distintos períodos de

tiempo.

La transferencia de capacidad disponible real en un sistema en un tiempo

particular, puede diferir de la calculada en las simulaciones como consecuencia de

que en los estudios sólo se considera un limitado conjunto de condiciones de

operación, mientras que en la realidad puede darse una amplia gama de condiciones,

imposibles de evaluar en su totalidad.

Tomando el mismo ejemplo, se podría pensar en sacar la línea entre A y

B, o colocar un interruptor, pero tales modificaciones podrían comprometer la

confiabilidad de la red, la que posee la habilidad natural de redireccionar en forma

instantánea los flujos.

Page 50: despacho economico

37

a) Externalidades asociadas a los flujos paralelos

Las externalidades asociadas al fenómeno de flujos paralelos en una red

eléctrica constituye una importante barrera para la formación de mercados eficientes,

ya sea eléctricos o de servicios de transmisión.

Si no existieran externalidades, entonces los mercados competitivos

esperarían encontrar un uso eficiente a todos los recursos. Sin embargo,

análogamente a lo que sucede con las externalidades ambientales, se sabe que en un

mercado perfectamente competitivo los participantes no tomarían en cuenta el costo

de las externalidades, por lo que si se deja actuar solo al mercado, los recursos como

el agua y aire serían mal manejados. Por tal razón se tienen leyes de protección

ambiental y agentes que las hacen cumplir, y no significa que estén suplantando el

mercado, sino que establecen reglas con el fin de tomar en consideración esas

externalidades.

En el caso eléctrico, cuando alguien transmite potencia en un sistema

eléctrico no radial, los flujos paralelos que se originan pueden afectar los sistemas y

despacho de terceras partes que no están involucradas en la transacción. Esto

constituye una externalidad propiamente tal. Algunas veces es una externalidad

negativa e incrementa los costos de esas terceras partes, y algunas veces puede ser

una externalidad positiva que hace disminuir esos costos. Con los sistemas

enmallados existentes en la actualidad y su tecnología, no hay forma de evitar los

efectos de estos flujos paralelos, y por razones de confiabilidad, este flujo libre a

través de la malla es una gran ventaja que se debería conservar.

Los principales problemas que se presentan por efecto de estos flujos

paralelos son [7,11]:

- En general, en los sistemas de transmisión no hay esquemas de derechos

de propiedad transables. No hay un sistema práctico de derechos de

Page 51: despacho economico

38

propiedad que administre el uso del sistema de transmisión y que apoye

un mercado eléctrico descentralizado.

- No hay una definición de capacidad de transmisión disponible (ATC9).

No es posible definir esta capacidad para una interconexión de

transmisión sin conocer todo acerca del uso de la malla completa en ese

momento.

- No hay separación entre la tarificación de la transmisión y el mercado

spot. El costo de oportunidad de la transmisión depende de los costos

marginales de la energía en los distintos nodos, y estos costos son

determinados simultáneamente con el despacho y el mercado spot.

- No hay escapatoria de las externalidades del sistema eléctrico. Al existir

externalidades en la transmisión, los mercados descentralizados no

pueden operar en forma óptima.

Una aplicación estricta de los derechos de propiedad en el sistema de

transmisión debería permitir a los propietarios controlar los flujos de potencia. En

presencia de flujos paralelos y el libre movimiento de potencia, sólo se puede

controlar el uso de la malla a través del control del despacho, y no hay disponible un

sistema descentralizado de derechos de propiedad en términos de la transmisión

únicamente. Sin la existencia de tales derechos surgen externalidades y, por lo tanto,

la eficiencia se ve afectada por las fallas del mercado.

Los mismos efectos de los flujos paralelos explican el porque ha sido tan

difícil la definición de ATC. La capacidad sobre una particular interconexión de

transmisión depende en gran medida de los flujos existentes sobre todas las

9Available Transmission Capacity

Page 52: despacho economico

39

interconexiones. No hay forma de saber la capacidad que se dispondrá en algún

período de tiempo en el futuro, sin especificar todos los flujos sobre el sistema.

A causa de los flujos paralelos, el costo de oportunidad de operación de

corto plazo de la transmisión nace principalmente de la necesidad de redespachar

otras unidades generadoras en el sistema con el fin de respetar las posibles

restricciones en el sistema de transmisión. El redespacho puede afectar unidades

distantes en aquellos caminos condicionados por las distancias eléctricas. Por lo

tanto, el costo de oportunidad del uso de la transmisión deriva de los costos

marginales del redespacho, el cual debería ser determinado simultáneamente con los

precios del mercado spot.

En el corto plazo, se pueden distinguir tres tipos de costos que componen

la transmisión eléctrica: 1) costos por congestión, 2) pérdidas resistivas, 3) costos de

servicios auxiliares (ej.: control de frecuencia, potencia reactiva, reserva en giro). De

estos factores, el más importante es el primero, puesto que afecta la eficiencia del

despacho del sistema y el alcance del mercado eléctrico, incluyendo la concentración

del poder de mercado.

Para visualizar más claramente las externalidades asociadas a los flujos

de potencia cuando existen restricciones, se presenta el siguiente ejemplo [3]

simplificado (Ver Figura 3.2):

Considerar los nodos 1 y 2 como generadores con capacidad máxima de

generación de 500 MW cada uno de ellos y costos marginales de c1=10 $/MWh y

c2=30 $/MWh. En el nodo 3 se encuentra el consumo cuya función está dada por

p3(q)=110-0,2q, donde q es el consumo de electricidad en MW. Se supone que todas

las líneas presentan las mismas características eléctricas, con pérdidas de transmisión

insignificantes.

Page 53: despacho economico

40

i) Despacho sin restricción de transmisión.

El despacho óptimo resulta de la intersección entre la función de costo

marginal (agregada para los dos nodos generadores) y la función inversa de

demanda, con lo cual se deben generar 500 MW en nodo 1 y ser transferidos al nodo

3. Como los flujos de potencia siguen las leyes de Kirchoff implica que 1/3 de la

potencia generada va por las líneas (1,2) y (2,3), y los restantes 2/3 son transmitidos

por la línea (1,3).

1

2

3

q1: 500 MW

c1: 10 $/MWh

166,6 MW 166,6 MW

333,3 MWq3: 500 MW

c3: 10 $/MWh

Figura 3.2: Despacho sin restricción de capacidad de transmisión

Como resultado del despacho, al no existir limitaciones en la capacidad

de transmisión ni pérdidas en las líneas, el servicio de transmisión tiene un costo

marginal10

igual a cero, y el costo marginal de la electricidad en el nodo 3 es de 10

$/MWh.

Page 54: despacho economico

41

ii) Despacho con restricción en capacidad de transmisión.

Tomando la misma red descrita más arriba, pero con una capacidad

máxima de 50 MW en la línea (1,2), se observan una serie de efectos producto de

esta limitación térmica. Si se mantiene la generación del nodo 2 en cero, la máxima

potencia que puede ser transferida desde el nodo 1 al nodo 3 es de 150 MW, dada la

restricción de 50 MW presente en el sistema, por lo que sólo se abastecería una

demanda en el nodo 3 de 150 MW. Por lo tanto, en caso de darse una mayor

demanda, debería generar el nodo 2 con un costo marginal superior al nodo 1. Como

ya se explicó con anterioridad, la potencia generada por cada uno de los nodos sigue

las leyes eléctricas, por lo que, 1/3 de la generación del nodo 1 se transmite por la

línea (1,2) y 1/3 de la generación del nodo 2 se transmite por la línea (2,1). Por lo

tanto, la transmisión del flujo de potencia desde el nodo 2 al nodo 1 (generación

nodo 2) compensa aquel flujo transmitido desde el nodo 1 al nodo 2 (generación

nodo 1), por lo que la restricción en la línea (1,2) es aliviada gracias a la generación

en el nodo 2. Interacciones de este tipo son comunes en sistemas de transmisión

interconectados y comúnmente son coordinadas a través del despacho que se hace

del sistema.

Suponer que q1 y q2 son la potencia generada por los nodos 1 y 2

respectivamente. Entonces, la potencia que puede circular por la línea (1,2) está dada

por 2112 3

1

3

1qqP -= , por lo que el despacho económico del sistema consistirá en

elegir q1 y q2 tal que la demanda q en el nodo 3 sea satisfecha al mínimo costo sujeta

a restricciones de capacidad de transmisión y generación, es decir:

( )C q Min c q c qq q( ) ,= +1 2 1 1 2 2 (3.1)

10 Diferencia marginal entre los precios de los nodos

Page 55: despacho economico

42

s.a.:

max

max

max

qq

qq

Pqq

qqq

22

11

1223

1

13

1

21

£

£

£-

³+

La capacidad de generación de los nodos 1 y 2 (qmax max

1 2 y q ) es de 500

MW, y la capacidad máxima de la línea (1,2) es de 50 MW (Pmax

12).

Intersectando la función de costo marginal y la función inversa de la

demanda se obtiene una demanda de 450 MW a un precio de 20 $/MWh, y una

generación de 300 MW y 150 MW para los nodos 1 y 2 respectivamente. Los flujos

se muestran en la Figura 3.3, y los precios obtenidos para los nodos 1, 2 y 3 son de

10, 30 y 20 $/MWh, respectivamente. En este caso, el cargo marginal por el servicio

de transmisión ya no es cero, sino que corresponde a la diferencia de los precios

entre los nodos, por lo que el cargo desde el nodo 2 al nodo 3 corresponde a -10

$/MWh, lo que significa que por cada 1 MW de potencia transferida desde 2 a 3, el

nodo generador recibe estos $10 por aliviar la congestión presente en la línea (1,2).

1

2

3

q1: 300MW

c1: 10 $/MWh

50MW 200MW

250MWq3: 450MW

c3: 20 $/MWh

q2: 150MW

c2: 30 $/MWh

Figura 3.3: Despacho con restricción de capacidad de transmisión

Page 56: despacho economico

43

Como se ve, la capacidad de transmisión entre dos nodos en una malla

depende no sólo de las características físicas de la red eléctrica, sino que además del

tipo de transacción de potencia que se realice (la descongestión de la línea se puede

lograr por intermedio de la intervención del generador presente en el nodo 2).

3.4 Impacto Económico de las Restricciones

En una operación de corto plazo, la modelación de la transmisión es

relativamente simple, puesto que se reduce a considerar la inyección de potencia en

un punto del sistema y al retiro de ésta en otro punto. El modelo más simple de

inyecciones y retiros en algún nodo del sistema captura la realidad necesaria y dentro

de este modelo, la transmisión modifica la operación de corto plazo a través de la

introducción de pérdidas y posibles costos de congestión.

La transmisión de potencia a través de las líneas de un sistema se ve

enfrentada a una resistencia que produce pérdidas. Por lo tanto, el costo marginal de

la distribución de potencia a los distintos nodos difiere en al menos el efecto

marginal de las pérdidas sobre el sistema. Un adecuado despacho económico debería

tomar en cuenta las pérdidas, y por lo mismo, el precio de equilibrio debería ser

ajustado convenientemente.

Con respecto a la congestión en la transmisión, las limitaciones presentes

en la operación de corto plazo dentro del sistema interconectado restringen los

movimientos de potencia, y de ese modo imponen un costo marginal más alto en

ciertas localidades. De este modo, el flujo de potencia se distribuye por la línea de

transmisión desde la región de bajo costo hacia aquella de costo más alto. Si esta

línea tiene un límite sobre su capacidad, entonces en períodos de demanda alta no

toda la potencia que puede ser generada en la región de menor costo puede ser usada

(transportada), y algunas de las plantas más baratas permanecerán detenidas. En

estos casos, la demanda se satisface por aquellas plantas de costo más alto, las que en

ausencia de restricciones en la transmisión no entrarían en operación, pero que

Page 57: despacho economico

44

debido a la congestión del sistema deben operar. El costo marginal en las dos

regiones es diferente a causa de la congestión en la transmisión y la diferencia entre

estos dos costos conforma lo que en la literatura se ha denominado renta por

congestión.

La diferencia en los costos marginales inducida por la congestión, puede

llegar a ser de la magnitud del costo de generación en un nodo en el caso no

restringido. Si una planta barata está detenida y una planta con costos de operación

dos veces más grandes está funcionando, la diferencia en los costos marginales por

región es más grande que el costo de la energía en la planta más barata (diferencia

superior al 100% entre ambas regiones). En una malla eléctrica real, las interacciones

son más complicadas dada la existencia de flujos paralelos y la presencia de varias

restricciones, como las limitaciones térmicas en las líneas o las limitaciones de

voltaje en los nodos que se explicaron con anterioridad.

Por lo tanto, si hay congestión en el sistema de transmisión, el modelo de

operación del mercado de corto plazo y la determinación de los costos marginales,

deben incluir los efectos de las restricciones presentes en la red. De este modo, el

impacto sobre el mercado eléctrico bajo estas circunstancias, consiste en un conjunto

de precios para cada nodo. Un adecuado despacho económico del sistema deberá

producir los precios correspondientes para cada nodo, incorporando el efecto

combinado de generación, pérdidas y congestión.

3.4.1 Efectos económicos de la capacidad de transmisión

El grado en que generadores compiten con otros, está determinado en

gran medida por la capacidad de las líneas para transmitir electricidad entre los

distintos nodos. Una capacidad de transmisión ilimitada conduce a un mercado

competitivo mucho mayor, mientras que una limitación en la misma puede llevar a

que algunos generadores enfrenten una competencia limitada para abastecer algunas

localidades.

Page 58: despacho economico

45

Tradicionalmente, el papel de los sistemas de transmisión ha sido tomar

ventaja de las diferencias en los costos de generación entre las distintas localidades,

lo que se logra a través del uso de transacciones de corto y largo plazo entre las

empresas. El aumento de la capacidad de transmisión permite a las mismas tomar

ventaja de las economías existentes, así como también de las variaciones estacionales

de la carga entre las regiones.

En la emergente nueva organización industrial del mercado eléctrico,

caracterizada por la competencia entre compañías de generación desreguladas, la

transmisión juega un nuevo e importante papel en la unión de aquellos mercados que

se encuentran potencialmente aislados. Por lo tanto, además de proporcionar la

capacidad de explotar ventajas de costos en los grandes sistemas interconectados, los

servicios de transmisión juegan un papel central en determinar las características del

poder de mercado [1]:

- Ventajas de las diferencias de costos regionales. Si un mercado posee

una significativa ventaja de costos sobre otro, los sistemas de transmisión

que conectan estos mercados, probablemente, estarán más congestionados

con los flujos de potencia provenientes del mercado de bajo costo a aquel

de costo alto. Si existe un generador monopólico en el mercado más caro,

éste verá en estas importaciones un borde competitivo sujeto a una

restricción de capacidad y, por lo tanto, reaccionará de acuerdo a la

situación.

- Características del poder de mercado. Si se supone una situación en

donde existen dos mercados diferentes geográficamente, pero similares

en cuanto a sus características eléctricas y cada uno dominado por un

oferente único; entonces, si se aumenta la capacidad de transmisión entre

los dos mercados, los beneficios que se observan son mucho más que

únicamente el incremento de los flujos de potencia entre los mercados. La

Page 59: despacho economico

46

sola amenaza de la entrada competitiva proporcionada por capacidad

adicional, actúa como una influencia restrictiva sobre el generador

dominante de cada mercado, haciendo que cada uno produzca más cerca

de los niveles competitivos.

En toda industria, la concentración del mercado juega un papel

fundamental en la determinación del poder de mercado. Desafortunadamente, la

concentración depende de los límites existentes en el mercado, difíciles de definir en

una malla eléctrica. Cuantificar el poder de mercado es bastante difícil y más aún

cuando existen pérdidas en las líneas y congestión en las mismas, lo que limita la

transacción entre las áreas. Una línea congestionada divide el mercado en dos

regiones que no compiten entre sí.

Page 60: despacho economico

47

IV. MERCADO COMPETITIVO ELÉCTRICO Y CONTRATOS DE

TRANSMISIÓN

A pesar de que el mercado eléctrico en la mayoría de los países se está

orientando hacia la competitividad, la existencia de características especiales

presentes en la oferta eléctrica da origen a ciertos elementos de monopolio natural

dentro del mercado.

Normalmente la industria eléctrica está caracterizada por el desarrollo de

tres niveles: generación, transmisión y distribución. En el nivel de la generación, el

mercado generalmente enfatiza la competencia, para lo cual se supone que éste es un

mercado con los participantes necesarios (reales o potenciales) para lograr una

competencia factible y para desconcentrar el poder de mercado. Sin embargo, en los

otros dos niveles es necesario especificar aquellos elementos o servicios necesarios

para apoyar la competencia dentro de la generación.

En el caso de la transmisión, éste es un servicio necesario y la libre

entrada al sistema es un requisito indispensable para el desarrollo y operación de un

mercado competitivo. La transmisión eléctrica involucra mucho más que una simple

conexión a las líneas; particularmente, el flujo de potencia por la red necesita una

coordinación de las operaciones de corto plazo para mantener la estabilidad del

sistema y lograr un despacho económico de mínimo costo. El despacho proporciona

una fuente automática de respaldo del suministro, transferencia de potencia

excedentaria o deficitaria en el corto plazo, mantención de potencia reactiva, reserva

en giro, etc. Sin un acceso igualitario a estos servicios, los participantes del mercado

descubrirán que se encuentran en desventaja competitiva en relación a aquellos que

tienen acceso a estos beneficios.

Page 61: despacho economico

48

Al definir políticas que proporcionen libre acceso a la transmisión, se

deben tener en cuenta algunos rasgos básicos que ésta presenta [12]:

- El uso del sistema de transmisión y el despacho económico de

generación, están fuertemente unidos por los requerimientos técnicos

presentes en el movimiento de los flujos de potencia. No existe un

servicio de transmisión que pueda ser separado del despacho económico,

por lo que un modelo de transmisión no puede ser desarrollado en forma

independiente de un modelo de despacho de generación.

- El diseño de un esquema de derechos de transmisión puede ser realizado

en términos de cierta participación de los ingresos netos obtenidos bajo el

despacho económico y una tarificación en base al costo marginal.

- Si alguna inversión es realizada en el sistema interconectado, ésta crea

muchas posibilidades de nuevos servicios entre las múltiples localidades.

En este capítulo se desarrollan conceptualmente algunos elementos

claves que apoyan la competitividad del sector eléctrico, como las operaciones de

corto plazo, la definición de derechos de transmisión, las inversiones de largo plazo

en el sector, y finalmente la definición de modelos de contratos de transmisión. Se

presentan tres tipos de modelos de contratos que han sido propuestos en la literatura.

Uno de ellos presenta aquellas características necesarias para garantizar la

competitividad y eficiencia dentro del mercado eléctrico, al combinar elementos del

despacho económico de generación con el servicio de transmisión, y establecer

derechos de transmisión basados en un concepto económico en reemplazo de la

definición física.

Page 62: despacho economico

49

4.1 Operaciones de Corto Plazo dentro del Mercado Eléctrico

El mercado de operación de corto plazo es relativamente simple de

modelar, ya que las plantas generadoras, la red de transmisión y las líneas de

distribución, se encuentran todas distribuidas y ubicadas a través del sistema

eléctrico, y tanto los clientes como los generadores están conectados a la red, es decir

las inversiones en el sistema están fijas, y no se puede agregar o quitar capacidad.

Las únicas decisiones que deben realizarse son referentes al despacho eléctrico.

En el corto plazo, el mercado opera competitivamente con la finalidad de

transportar potencia activa desde los generadores hasta los consumidores. Los

generadores tienen un costo marginal por la producción de potencia activa en cada

una de sus plantas, y los clientes demandan distintas cantidades dependiendo del

precio en el corto plazo. La curva de costo marginal de la operación de corto plazo es

definida por la generación de mérito, la que considera en primer lugar aquellas

plantas con menor costo marginal hasta llegar a aquellas con un costo mayor.

Similarmente, los clientes presentan una curva de demanda sensible al precio, por lo

que si el precio aumenta la demanda baja.

Bajo el modelo de Poolco, los generadores y consumidores no actúan

unilateralmente, ya que ellos proveen información al operador independiente del

sistema para ser usada en un proceso de decisión que determina cuales plantas deben

operar. El operador central controla la operación del sistema para lograr una igualdad

eficiente entre la oferta y la demanda.

El operador central del sistema puede determinar aquel balance que

maximiza los beneficios tanto para productores y consumidores, en el precio de

equilibrio del mercado. De esta forma, en la operación de corto plazo la electricidad

es un commodity que circula por el sistema de transmisión desde ciertos generadores

previamente seleccionados hacia los clientes del sistema. Los clientes pagan y los

generadores reciben el precio basado en el costo marginal de corto plazo por la

Page 63: despacho economico

50

cantidad total de energía suministrada en ese período de tiempo. Es decir, todos

pagan o reciben el verdadero costo de oportunidad en el corto plazo.

4.2 Características de los Derechos de Transmisión

Es importante definir un esquema apropiado de derechos de transmisión

con el fin de permitir una completa competitividad dentro del mercado eléctrico.

Dentro del marco conceptual presentado, las características principales que se

distinguen son [11]:

- Los derechos de transmisión deberían otorgar a su propietario el derecho

a distribuir potencia desde el nodo de origen y a recibirla en el nodo de

destino.

- Los derechos de transmisión no deberían crear para el operador del

sistema algún tipo de riesgo económico. La compensación del sistema

debería basarse en un adecuado ingreso con el cual el operador siempre

recaudará lo suficiente para cubrir obligaciones relacionadas a los

derechos de transmisión.

- Para el operador del sistema, no deberían existir incentivos que lo desvíen

del despacho de mínimo costo o lo lleven a crear congestión. Todos los

ingresos percibidos de la congestión deben ser distribuidos a los

propietarios de los derechos, sin dejar pagos residuales.

- La expansión del sistema de transmisión debería realizarse sobre la base

de un mercado conformado por usuarios que pagan por aquellos costos

fijos necesarios para la expansión de la red y que reciben los derechos de

transmisión.

Page 64: despacho economico

51

4.3 Inversiones de Largo Plazo en el Mercado

Las nuevas inversiones se realizan principalmente en las plantas de

generación, instalaciones de empresas distribuidoras y expansión en la transmisión.

En el caso de inversiones en el sector generación o distribución el

proceso es sencillo, ya que bajo una situación competitiva, no existe un único gran

generador ni un gran consumidor o distribuidor que afecte el mercado, no hay

significativas economías de escala, y no hay barreras a la entrada. Generadores o

clientes pueden conectarse al sistema de transmisión en algún punto, sujeto sólo a

requerimientos técnicos que definen los estándares físicos de conexión. El operador

central debe garantizar el libre acceso al mercado y con un precio consistente con el

equilibrio de mercado. Los inversionistas toman todo el riesgo asociado al negocio

de generar o consumir potencia en un determinado precio. Los contratos de

generación pueden ser con uno o más clientes y pueden incluir costos fijos, junto con

las obligaciones de hacer compensaciones por diferencia de precios en base al precio

spot del pool.

Si los participantes esperan la aparición de congestión en la transmisión,

entonces un contrato de capacidad de transmisión debería ser acordado. Si los

derechos por capacidad de transmisión están en venta entre dos localidades, entonces

se puede obtener un contrato por tales derechos, o bien, al realizar una nueva

inversión se pueden crear nuevos derechos de capacidad de transmisión. El operador

central, únicamente participa en el proceso para verificar que los recientes derechos

creados sean factibles y consistentes con la obligación de preservar el conjunto de

derechos existentes en la red. Las inversiones en el sistema de transmisión son

posibles en cualquier lugar, sin requerir que todos los que están conectados

participen en las negociaciones o estén de acuerdo con la distribución de los nuevos

derechos de capacidad de transmisión.

Page 65: despacho economico

52

4.4 Modelos de Contratos de Transmisión

Conociendo las características competitivas del mercado eléctrico y las

condiciones necesarias para lograr una mayor eficiencia, se está en condiciones de

identificar aquellos modelos de contratos de mercado que apoyan una mayor

descentralización y dan señales económicas adecuadas para cada uno de los

participantes; así como también identificar aquellas modelaciones basadas en

conceptos erróneos que hacen aún más difícil alcanzar los beneficios de un mercado

competitivo.

En las siguientes secciones se presentan tres de estos modelos: contratos

por trayectos de transmisión, contratos por distintos trayectos físicos, y finalmente el

modelo de contratos de transmisión.

4.4.1 Contratos por trayectos de transmisión

En la actualidad se sabe que los �contratos por trayectos de

transmisión�11 son una ficción que se utilizó para poder trabajar en las redes

eléctricas, sin relación con la realidad y que, además, están colapsando bajo las

presiones de un mercado competitivo.

Un contrato de este tipo entre los nodos i, j especifica la transferencia de

una cantidad fija de potencia desde el nodo i al nodo j a través de un trayecto que se

determina sin considerar el actual flujo de potencia. Por lo tanto, en la modelación de

los contratos por trayectos, frecuentemente existen errores en la determinación del

camino que sigue el movimiento de potencia. Generalmente estos contratos tienen

definido su trayecto en forma distinta a aquel camino real que siguen los flujos de

11 Denominado en la bibliografía como Contract Path.

Page 66: despacho economico

53

potencia12.

Idealmente, bajo este modelo sería posible proporcionar a los usuarios

del sistema información acerca de la capacidad de diversos trayectos y un programa

de uso de los mismos. La capacidad se definiría como la interconexión límite para un

conjunto de líneas, y no para una individualmente. Supuestamente, algún usuario del

sistema de transmisión podría mirar la capacidad disponible de una interconexión y

hacer una decisión de operación para el uso de esa capacidad. La decisión para usar

esta interconexión podría ser hecha independientemente de alguna consideración de

los límites de las otras interconexiones ubicadas en otros puntos del sistema. Por lo

tanto, el nuevo flujo de potencia podría ser identificado y la variación sobre la

interconexión podría ser registrada.

Sin embargo, este modelo no es cercano a lo que sucede en el mundo real

y las diferencias que se producen son importantes. El caso más interesante se

presenta cuando el sistema de transmisión está congestionado. Como se ha dicho con

anterioridad, la electricidad se mueve de acuerdo a leyes físicas, y la potencia se

desplaza a través de muchas líneas paralelas, por lo que los contratos por trayectos

son una ficción. El actual flujo de potencia puede divergir ampliamente de los

trayectos establecidos en esos contratos, lo que en la realidad sucede frecuentemente.

En presencia de un sistema congestionado, estos flujos paralelos pueden afectar a

terceras partes distantes de los flujos que se están analizando, y bajo las reglas

comúnmente usadas, estas terceras partes pueden incurrir en costos sin recibir

compensación alguna.

12 Esta discrepancia entre el trayecto de los flujos y los contratos, típicamente se

presenta con el fenómeno que se conoce como flujos paralelos.

Page 67: despacho economico

54

Cuando el sistema está restringido, los flujos paralelos pueden provocar

que otros generadores que no entran en el contrato por trayecto tengan que participar

en el redespacho con un mayor costo. Similarmente, los derechos sobre el contrato

por trayecto podrían ser adquiridos sin compensación por parte de otros agentes que

están usando el sistema. Estos posibles efectos distan de tener resultados exitosos en

un mercado competitivo.

Diversos estudios han sido dirigidos con el fin de poder determinar los

efectos de los flujos paralelos sobre sistemas interconectados [7,8,9,11]. Uno de ellos

fue realizado por el Comité de Estudios VEM13 en Estados Unidos, el cual examinó

el impacto de varias transferencias de potencia bajo condiciones peak de demanda.

Se evaluó el impacto de la transferencia de potencia a través de una interconexión,

sobre las capacidades de transferencia a través de otras interconexiones. Por ejemplo,

se estudió el impacto de una transferencia de 1000MW desde la región de VACAR a

BG&E y PEPCO14.

Bajo el modelo de contratos por trayectos, se esperaría la no existencia

de impactos sobre la capacidad de transferencia de las otras interconexiones, por lo

que los usuarios del sistema podrían usar la capacidad de una interconexión sin

preocuparse de los límites en las otras interconexiones. Sin embargo, como se

resume en la Figura 4.1, los efectos que se observan en las transferencias entre las

regiones indicadas distan de ser nulos, y tampoco son despreciables. Los impactos

varían desde una ganancia en la capacidad de transferencia de 50MW hasta una

13Virginia-Carolinas (VACAR), East Central Area Reliability Coordination (ECAR),

Mid Atlantic Area Council (MAAC). Estudio de operación durante invierno en el Sistema

Interconectado del Este, EEUU, Diciembre 1993.

14Virginia-Carolinas (VACAR), Baltimore Gas & Electric (BG&E) y Potomac Electric

Power (PEPCO)

Page 68: despacho economico

55

pérdida de 2400MW, dependiendo de la ubicación del resto de las interconexiones.

Los efectos que se observan son incluso más grandes que la transacción original de

1000MW. Este problema no puede ser evitado, y es un problema que se debe

enfrentar.

Impactos en la capacidad de transferencia

1000MW desde VACAR a BG&E/PEPCO

-2.6

-2.2

-1.8

-1.4

-1.0

-0.6

-0.2

0.2

ECARa

MAAC

ECARaVP

DUKE/CP&L

aVP

ECARa

DUKE/CP&L

MAACaVP

W.ECARaOH

TVAa

DUKE/CP&L

NYPPa

MAAC

Interface en el Sistema Interconectado del Este

Impactosobre

interfaces

(1000MW) Impacto=0

Contract

Path

Figura 4.1: Impactos en transmisión a través del Sistema Interconectado del Este

El problema de los flujos paralelos no sólo surge en sistemas altamente

interconectados, sino que también puede presentarse en sistemas menores. Bajo el

modelo de contratos por trayectos, supuestamente sería posible fijar las capacidades

de las interconexiones y permitir a las empresas o clientes tomar sus decisiones sobre

la cantidad de capacidad a usar en cada interconexión. Sin embargo, las capacidades

de éstas generalmente no se logran en forma simultánea, por lo que se tiene que el

resultado neto es menor si los flujos de potencia se transmiten en forma simultánea a

través de las interconexiones. A causa de la interacción de los modelos de demanda

entre las distintas interconexiones y con ciertas limitaciones físicas (estabilidad y

Page 69: despacho economico

56

control de voltaje), el flujo admisible en una interconexión no puede ser determinado

independientemente del conocimiento del flujo en otra.

A la luz de lo anterior, los contratos por trayectos de transmisión son una

ficción y no son útiles para poder definir derechos de capacidad transmisión en el

largo plazo.

4.4.2 Derechos basados en distintos trayectos físicos

Tomando los conceptos básicos del modelo de contratos por trayectos de

transmisión, existe una inclinación a desarrollar una nueva aproximación para los

servicios de transmisión que trata de identificar los trayectos sobre los cuales la

potencia fluye. Por lo tanto, el segundo modelo aquí presentado define los derechos

de transmisión de acuerdo a sus capacidades y de acuerdo a los diversos trayectos

que la potencia sigue.

Este modelo toma en consideración el conjunto total de inyecciones y

retiros, e intenta calcular los flujos totales a través de cada línea en el sistema de

transmisión. Bajo ciertos supuestos, sería posible descomponer los flujos sobre las

líneas y asignar una proporción de estos flujos a transacciones individuales que

conforman la demanda total. Si se conociera la capacidad de cada línea, sería posible

confrontar los flujos con las capacidades y, por ende, definir los servicios de

transmisión, bajo los cuales los usuarios del sistema de transmisión esperarían

obtener los derechos para usar las líneas individuales.

Asociado a cada trayecto, debería existir un conjunto de asignaciones de

la capacidad para los (muchos) dueños de los derechos de la misma, quienes

comercializan con los (muchos) usuarios del sistema, quienes a su vez tratan de

igualar la asignación de sus flujos con los correspondientes derechos de capacidad

física. Dentro de este marco de trabajo, hay al menos dos objetivos interesantes: la

reglas comerciales deberían conducir hacia un eficiente equilibrio de mercado en el

Page 70: despacho economico

57

corto plazo; y las asignaciones de los derechos de capacidad de la transmisión

deberían ser útiles en apoyar un mercado competitivo para aquellos usuarios

dispersos geográficamente.

Por lo tanto, debería existir un sistema de derechos de propiedad

transables que conduzca a un eficiente despacho de la operación de corto plazo del

sistema. Pero, como ya se indicó para el caso de los contratos por trayectos, el

problema siempre ha radicado en las definiciones de los derechos físicos, los que

cuales son muy difíciles de comercializar y determinar.

Una característica natural que debería ser esperada en los derechos

basados en distintos trayectos, radica en que un productor de energía pueda

establecer un acuerdo con un comprador distante, en el que se estipule entregar una

cantidad fija de energía en un precio especificado. Sin embargo, la definición de los

derechos de capacidad física transables, basados en los flujos de distintos trayectos,

enfrenta un obstáculo difícil de resolver. Estos métodos de definición encuentran una

trampa escondida, ya que la cantidad de derechos que puede ser adquirida sobre cada

línea bajo un sistema de este tipo, generalmente no corresponde únicamente a la

cantidad de potencia que fluye en el despacho actual. Las restricciones sobre la

transmisión generalmente se dan a nivel de los flujos o voltajes después de una

contingencia, y los flujos en el despacho actual son limitados para asegurar que el

sistema pueda superar una contingencia. De esta forma, el flujo sobre una línea

particular que puede ser atribuido a una transacción cambiará todo el tiempo, por lo

que es difícil determinar la cantidad del derecho que es requerido y cuanto de él será

utilizado.

Normalmente, el sistema opera según al criterio de contingencia (n-1)

que restringe los flujos de potencia a través del sistema de transmisión. Esto significa

que las cargas de potencia permitidas en cada localidad en el sistema de transmisión

deben ser tales que, en la eventualidad que una de las posibles contingencias ocurra,

Page 71: despacho economico

58

la redistribución instantánea de los flujos de potencia que resulte cumplirá los

estándares mínimos para los límites térmicos sobre las líneas y evitará un colapso de

voltaje a través del sistema. Esta terminología se puede pensar como que si de las n

líneas en el sistema una de ellas sale de servicio, el sistema debe seguir trabajando

con las (n-1) líneas restantes.

Las contingencias no sólo limitan el sistema cuando ellas ocurren, sino

que ellas pueden limitarlo durante todo el tiempo. El análisis de los flujos de

potencia durante las contingencias no es una excepción a la regla, sino que es la

regla.

Por ejemplo [7]: una línea puede tener un límite normal de 100MW y

durante emergencias un límite de 115MW. El actual flujo en la línea en un período

de tiempo particular podría ser solamente de 90MW, y el despacho correspondiente

podría aparecer como no restringido. Sin embargo, este despacho puede ser

restringido como consecuencia de la necesidad de proteger el sistema contra una

contingencia, como por ejemplo, la pérdida de alguna otra línea. Frente a esta

contingencia, los flujos se redistribuirían instantáneamente para causar 115MW que

fluyen en la línea en cuestión, alcanzando el límite térmico. Por lo tanto, no es

posible despachar más de 90MW sin violar potencialmente el límite de emergencia.

Finalmente, el flujo de 90MW está restringido por la reglas de despacho, las que se

anticipan a una futura contingencia.

La debilidad del modelo de derechos basados en distintos trayectos

físicos, aparece cuando se reconoce que los flujos sobre las líneas individuales

pueden ser diferentes para cada contingencia. Por lo tanto, la lógica de encarar los

flujos en las líneas con sus respectivas capacidades, significa que los usuarios

tendrían que determinar los flujos separadamente para cada posible contingencia y

obtener el correspondiente derecho de capacidad. En sistemas reales con muchos

trayectos individuales y potencialmente restringidos, y cientos de contingencias

Page 72: despacho economico

59

tomadas en consideración, las combinaciones posibles de tales flujos podrían ser

millones (maldición de la dimensionalidad). Incluso una transacción simple de corto

plazo entre dos localidades podría involucrar reunir cientos de derechos basados en

los distintos trayectos, con el fin de cubrir todas las posibles condiciones que podrían

existir en el curso de un contrato. Más aún, los flujos y necesidades asociadas a los

derechos podrían cambiar con cada variación en la configuración del sistema, a

través de inversiones que se realicen con el fin de evitar congestión, lo que puede

hacer imposible de reasignar los derechos existentes.

Como consecuencia de las interacciones presentes en el sistema, tanto el

modelo de contratos por trayecto como el modelo de derechos basados en distintos

trayectos, no son apropiados para satisfacer las condiciones de un mercado

competitivo y no sería posible asignar los derechos de transmisión.

4.4.3 Modelo de Contratos de transmisión

Conocidas las debilidades de los dos modelos anteriormente presentados,

este tipo de contratos debería ser reemplazado por una nueva modelación que defina

los derechos de transmisión en términos económicos y no en términos físicos

únicamente, y que descanse en el despacho económico, en precios basados en costos

marginales de la operación de corto plazo (precios spot) y en contratos de

transmisión de largo plazo.

El libre acceso al sistema de transmisión es una condición necesaria para

un mercado eléctrico competitivo de generación y suministro. Acceso abierto es

definido como el derecho de conectarse a la red y pagar un precio de corto plazo por

los flujos de potencias reales que circulan en ella. Un ingrediente clave para lograr

este acceso abierto consta, por lo tanto, de la formulación de un adecuado sistema de

asignación de capacidad para el uso del sistema de transmisión.

Page 73: despacho economico

60

Un modelo propuesto por William Hogan15 y que ha sido denominado

Contratos de Transmisión16, presenta elementos claves como: acceso a servicios

fundamentales incluyendo conexiones a las líneas y operaciones de despacho, uso de

tarificación en base a costo marginal de corto plazo, confianza en los contratos de

largo plazo.

Los precios spot definen los costos de oportunidad para las ofertas de

energía a través del mercado spot, y la diferencia en estos precios nodales definen los

costos de oportunidad para la transmisión. Por lo tanto, tomando como referencia los

precios spot de la electricidad propuestos por Schweppe, el mercado se puede operar

a través de estos precios en los distintos nodos del sistema. Como los precios spot

están basados en los costos marginales de cada nodo17, se pueden calcular los precios

spot de transmisión18 definidos como la diferencia entre los precios spot en cada

nodo, como se muestra en la Figura 4.2:

15El modelo de Contract Network es propuesto por Hogan como alternativa al modelo

Contract Path utilizado en E.E.U.U., y básicamente corresponde a una tarificación nodal marginal de

la transmisión.

16 En la literatura es referida como Contract Network

17 Precio de nodo = Costo de generación + Pérdidas marginales + Costos por congestión

18 Precio de Transmisión = Pérdidas marginales + Costos por congestión

Page 74: despacho economico

61

PA

PB

PC

Precio de Transmisión desde A a B = PB - PA

Precio de Transmisión desde A a C = PC - PA

B

A

D

PD

C

Figura 4.2: Precios spot nodales de transmisión

De esta forma, el costo de oportunidad de la transmisión en cada hora,

está directamente relacionado con el costo de oportunidad de la energía en los

diferentes nodos sobre el mismo período de tiempo. El equilibrio dentro del mercado

competitivo de transmisión depende, por lo tanto, del equilibrio competitivo dentro

del mercado de la energía eléctrica. Desde la perspectiva de la transmisión

únicamente [7], una oferta de la forma �1$ por 100MW entre las localidades A y B�

sería consistente con precios para la energía de $2 en A y $3 en B, así como también,

con precios de $4 en A y $5 en B.

Sin embargo, la verdadera disposición a pagar por la transmisión podría

ser bastante diferente en los dos casos, ya que si se supone que el costo variable del

generador es de $3, en el caso del precio más bajo, sería mejor no generar y evitar el

costo de transmisión, y comprar la potencia en B a $3 en el mercado spot, como se

observa en la Figura 4.3:

Page 75: despacho economico

62

Nodo A

Generador

Costo $3

100 MW

Costo Transmisión $0

Nodo B

Consumo

Mercado Spot

Nodo A Nodo B

Pspot $2 Pspot $3

0 MW

Figura 4.3: Costo de transmisión con precios de la energía bajos

Por otro lado, en el caso con el precio de la energía más caro, sería

conveniente usar el sistema de transmisión y pagar $1 por el movimiento de

potencia, como se muestra en la Figura 4.4:

Nodo A

Generador

Costo $3

100 MW

Costo Transmisión $1

Nodo B

Consumo

Mercado Spot

Nodo A Nodo B

Pspot $4 Pspot $5

100 MW

Figura 4.4: Costo de transmisión con precios de la energía altos

Page 76: despacho economico

63

Este modelo propuesto por Hogan es establecido en base a precios spot

en cada nodo y contratos por congestión en la transmisión y, en forma general,

proporciona un acercamiento a problemas como tarificación de la transmisión y

reglas de acceso a un mercado eléctrico competitivo, asimismo mantiene los

estándares de confiabilidad existentes en la actualidad:

- Los precios spot nodales pueden ser obtenidos según el actual sistema de

despacho (precios ex-post) y según las preferencias de los participantes

del mercado.

- Conserva las reglas de despacho existentes bajo la administración de un

operador independiente del sistema. Un despacho eficiente produce

precios diferentes en cada punto, lo que refleja las pérdidas marginales y

costos por congestión. Si no se presentan diferencias en los precios, esto

indica la ausencia de problemas en el sistema. Sin embargo, si los precios

difieren sustancialmente entre uno y otro punto, esto refleja la existencia

de diferencias importantes en los costos.

- Los contratos por congestión en la transmisión definen las transacciones

financieras. Los operadores del sistema no deben tomar en consideración

dichos contratos para determinar el despacho económico y los balances

de energía en el corto plazo.

En resumen, el complejo problema de definir en el largo plazo la

capacidad física de transmisión por las líneas para futuros flujos de potencia19, puede

19El cálculo de la capacidad de transferencia, se hace generalmente en base a

simulaciones computacionales de la operación del sistema eléctrico interconectado considerando un

conjunto limitado de condiciones de operación. Sin embargo, en la realidad puede presentarse un

número mayor de condiciones, con lo que la actual capacidad de transferencia puede ser diferente de

la calculada en los estudios.

Page 77: despacho economico

64

ser reemplazado por la definición de un conjunto de contratos en la transmisión.

A continuación se describen los contratos que componen este modelo,

haciendo especial mención a los contratos de largo plazo que son necesarios para

distribuir los riesgos asociados a la volatilidad de los precios spot, y adicionalmente,

son necesarios para dar protección económica frente a las diferencias en los precios

producto de congestión en la transmisión. Específicamente estos contratos se han

divididos en dos: contratos de generación y contratos por congestión en la

transmisión.

a) Contratos por operaciones de largo plazo

Como las condiciones de oferta y demanda están en constante cambio,

las empresas generadoras y los consumidores ven fluctuaciones en los precios de la

operación de corto plazo. Cuando la demanda está alta, la generación más cara es

usada con el consiguiente aumento en el precio de equilibrio de mercado. Cuando

surgen restricciones en la transmisión, los costos por congestión cambian los precios

en los diferentes nodos. Incluso sin estas restricciones, el precio spot de mercado

puede ser volátil. Esta volatilidad en los precios se refleja en los precios de

transmisión, y adicionalmente presenta riesgos tanto para los generadores como

consumidores, y por lo tanto, existe interés en crear mecanismos de largo plazo que

mitiguen o distribuyan los riesgos asociados a esta volatilidad. Esto último da como

resultado la aparición de contratos de largo plazo.

Tradicionalmente en el mercado, la noción de un contrato de largo plazo

conlleva el supuesto de que consumidores y generadores se ponen de acuerdo para

negociar cierta cantidad de potencia a un determinado precio. Implícitamente se

supone que un generador específico operará para satisfacer la demanda de un cliente

específico.

Page 78: despacho economico

65

Sin embargo, esta noción de operación específica no concuerda con el

funcionamiento del mercado eléctrico de corto plazo. Para alcanzar un despacho

económico eficiente de la operación de corto plazo, el operador central debe tener la

libertad de responder a las ofertas decidiendo cual planta debe entrar en operación y

cual no, independiente de lo establecido en los contratos de largo plazo. Dadas las

complejas interacciones presentes en un sistema interconectado, no es posible

identificar el generador que está dando sus servicios a un determinado cliente (no

hay operación específica). Todas las empresas de generación en funcionamiento

están proporcionando potencia al sistema, así como todos los consumidores están

haciendo retiros. Las decisiones sobre el despacho económico, deben ser hechas

independientemente de lo establecido en los contratos de largo plazo, y en esta

medida la electricidad no es como los otros commodities.

Por lo tanto, en lugar de controlar el despacho y el mercado de

operaciones de corto plazo, los contratos de largo plazo se deben enfocar en el

problema de la volatilidad de los precios y proporcionar una cobertura a los mismos,

no a través de la administración de los flujos de potencia, sino que a través de la

administración de los flujos de dinero. Los precios de la operación de corto plazo

proporcionan los incentivos correctos para las empresas generadoras y los

consumidores, pero crea una necesidad de prever los cambios en los precios.

Este modelo de contratos de largo plazo es explicado en detalle a

continuación, y se puede diagramar según se indica en la Figura 4.5 [11]:

Page 79: despacho economico

66

CONSUMIDORESGENERADORES

POOL

Contratos de

Transmisión de LP

Contratos de

Potencia de LP

Compras de

Potencia de CP

Ventas de

Potencia de CP

Figura 4.5: Contratos de largo plazo

El modelo de contratos de transmisión propone un equivalente

económico para los contratos de potencia de largo plazo, el cual no necesita la

noción de operación específica [12]:

i) Contrato de generación para casos sin congestión en la transmisión

Bajo condiciones normales de operación, a excepción del efecto de las

pérdidas resistivas en las líneas, es posible suponer toda la generación y consumo en

el mismo punto. Lo natural en este caso es acordar un contrato por diferencia, el cual

reconoce que la entrega de potencia se realiza dentro del mercado spot y que los

acuerdos sobre los precios pueden tomar un proceso simple de ajuste dado por:

- Precio spot inferior al precio del contrato: el consumidor usa los ahorros

para pagar la diferencia al generador.

- Precio spot superior al precio del contrato: el generador usa las ganancias

para pagar la diferencia al consumidor.

Page 80: despacho economico

67

Este proceso de ajuste se puede ver más claramente en la siguiente

figura:

���

��

��

Tiempo

Precio

Spot(S

P)

Si SP<CP, generador recibe

(CP-SP) desde el comprador

Si SP>CP, generador paga

(SP-CP) al comprador

Figura 4.6: Contrato por diferencia

Por ejemplo, suponer que un consumidor y un generador acuerdan un

precio promedio por una cantidad fija de potencia20, es decir, 100 MW en 5 pesos. Si

el precio del pool es de 6 pesos, el consumidor compra potencia al pool en 6 pesos y

los generadores la venden en 6 pesos. Bajo el contrato por diferencia, el generador

debe al consumidor 1 peso por cada 100 MW. Las transacciones entre los

participantes del mercado se pueden ver esquemáticamente en la Figura 4.7:

20 Por sencillez de los ejemplos, se ha tomado un instante específico de tiempo y los

contratos se fijan en potencia y no en energía.

Page 81: despacho economico

68

POOL

GENERADOR

vende a 6$

Generador debe al cliente

1$ por cada 100 MWContrato Generación:

100 MW en 5$

CLIENTE

compra a 6$

GENERADOR

gana 1$

CLIENTE

pierde 1$

Figura 4.7: Precio spot superior a precio contrato

En el caso contrario, si el precio del pool es menor que los 5 pesos del

contrato, por ejemplo un precio igual a 3 pesos, el consumidor debe pagar sólo 3

pesos al operador independiente del sistema, el que a su vez paga 3 pesos al

generador por la potencia que este le vende. En este caso, es el consumidor el que

debe al generador 2 pesos por cada 100 MW de potencia. Las transacciones entre los

participantes del mercado se pueden ver en la Figura 4.8:

POOL

GENERADOR

vende a 3$

Cliente debe al generador

2$ por cada 100 MW

Contrato Generación:

100 MW en 5$

CLIENTE

compra a 3$

GENERADOR

pierde 2$

CLIENTE

gana 2$

Figura 4.8: Precio spot inferior a precio contrato

Page 82: despacho economico

69

Como se observa, entre el generador y el consumidor existe un contrato

de largo plazo, el cual no necesita de la intervención directa del operador central para

la continuación de las transacciones entre las operaciones de corto plazo del

mercado. Sin embargo, si se realiza este tipo de contrato con la ayuda directa del

operador del sistema, las transacciones de mercado son más claras entre generadores

y consumidores. Si la demanda por parte del consumidor es superior o inferior a 100

MW, ya existe un mercado donde la potencia requerida es comprada y vendida al

precio del pool. En forma similar para el generador, existe un mercado para la

potencia excedente o deficitaria, sin los costos y problemas de un gran número y

repetidas negociaciones bilaterales con otros generadores para la operación de corto

plazo. Cabe destacar que el operador central del sistema no necesita notificaciones de

los contratos que se acuerdan en el mercado, y no posee conocimiento de las

condiciones bajo las cuales se firman.

ii) Contratos de generación y transmisión para casos que presenten congestión

en el sistema.

Si existe congestión en la transmisión, el contrato de generación es

necesario pero no suficiente para proporcionar, en el largo plazo, cobertura a los

precios. Como ya se explicó, la congestión puede producir significativos cambios en

los precios dependiendo de la localidad. Si el cliente está ubicado lejos del

generador, la congestión puede hacer que el sistema se divida en dos al dejar que el

consumidor se vea enfrentado a un precio alto y que el generador tenga un precio

bajo.

Además, en presencia de congestión, los ingresos recaudados desde los

clientes serán mayores que los pagos que deben efectuarse a los generadores. Esta

diferencia constituye la renta por congestión, que crece a medida que las

restricciones se presentan en el sistema de transmisión. Si el operador central del

sistema recibiera los beneficios de las rentas por congestión, se produciría una

Page 83: despacho economico

70

situación con efectos contrarios al objetivo de un mercado eléctrico competitivo y

eficiente.

Para proporcionar una cobertura al precio (contra las diferencias

producidas por la congestión) y quitar aquellos incentivos adversos a la

competitividad y eficiencia, se propone redistribuir el ingreso por congestión a través

de un sistema de contratos de transmisión de la operación de largo plazo operando en

paralelo con los contratos de generación. Es posible acordar un contrato de

transmisión que provea una compensación por las diferencias en los precios, dadas

en este caso, por las diferencias en los costos de congestión entre localidades

diferentes a través de la malla.

El modelo de contratos de transmisión propone un mecanismo a partir de

la definición de contratos por congestión en la transmisión con el fin de recaudar esas

rentas producidas por la congestión. A grandes rasgos, este modelo de contratos

propone lo siguiente:

- Definir contratos por congestión en la transmisión entre nodos.

- Por simplicidad, incluir las pérdidas dentro de los costos operacionales.

- Recibir los pagos por congestión de parte de los usuarios actuales y hacer

los pagos por congestión a los respectivos dueños de los contratos.

- Los contratos establecidos proporcionan protección contra los cambios

que se producen en los precios spot nodales.

- Los excesos producidos en las rentas por congestión deben ser

distribuidos a aquellos participantes que pagan costos fijos de

transmisión, o alternativamente, a los dueños de los contratos de

congestión en la transmisión.

Page 84: despacho economico

71

Estos contratos por congestión en la transmisión se pueden interpretar

como: (1) La diferencia en costos por congestión, es decir, recibir la diferencia en los

costos por congestión entre dos nodos por una cantidad fija de potencia. O bien, (2)

la compra de electricidad en un nodo distante, es decir, comprar una cantidad fija de

potencia en un nodo y pagar el precio que se aplica en el nodo en el que se inyecta

considerando las pérdidas sobre la línea.

Los contratos por congestión en la transmisión proporcionan una

definición para la medición y distribución de la capacidad de transmisión. Un

contrato de este tipo es un instrumento financiero que da el derecho a su dueño a

recibir los pagos por congestión por una cantidad potencia que circula a través de los

diferentes nodos. Por ejemplo, si existe un contrato por congestión de 100MW entre

los nodos A y B, éste debería dar el derecho al dueño a recibir la diferencia en los

costos de congestión en A y B por cada 100MW y por el período en que se fije el

contrato.

Usando el mismo ejemplo anterior, el generador puede obtener un

contrato de transmisión por 100 MW entre el punto en que se encuentra el generador

y el punto del consumidor. Si una restricción hace que el precio suba a 6 pesos en la

localidad del consumidor, y que permanezca en 5 pesos en el nodo generador, el peso

de diferencia constituye la renta por congestión. El consumidor paga 6 pesos al

Poolco por la potencia que consume, y éste a su vez paga al generador 5 pesos por la

potencia suministrada. Bajo el contrato de transmisión, el generador debería recibir 1

peso por cada 100 MW. Este ingreso debería permitir al generador pagar la

diferencia surgida bajo el contrato de generación, por lo que el costo neto del

consumidor sería de 5 pesos. Sin el contrato de transmisión, el generador no tendría

un ingreso para compensar al consumidor la diferencia en los precios entre las dos

localidades. Las transacciones se muestran en la Figura 4.9:

Page 85: despacho economico

72

POOL

GENERADOR

vende a 5$

Generador compensa al cliente

en 1$ por cada 100 MW

CLIENTE

compra a 6$

Contrato Transmisión:

100 MW

Contrato Generación:

100 MW en 5$

CLIENTE

pierde 1$

GENERADOR

recibe 1$

Renta por Congestión: 1 $

Transacción Neta

con ambos contratos

5 $

Figura 4.9: Contratos de transmisión y generación

Cuando solamente se ven involucrados un generador y un consumidor,

esta secuencia de intercambios bajo los dos tipos de contrato puede parecer

innecesaria. Sin embargo, en los sistemas de transmisión reales con muchos

participantes, este proceso es mucho más complejo y no parece tan obvio, ya que

existirán muchos posibles derechos de transmisión entre los diferentes nodos.

El operador del sistema, bajo este modelo, funciona en el mercado de

operaciones de corto plazo para proporcionar un despacho económico, y hacer la

recaudación y pagos respectivos de acuerdo al precio marginal de operación en cada

localidad, además de distribuir las rentas por congestión a los dueños de los derechos

de capacidad de transmisión. Los generadores y clientes hacen, en forma separada

del operador, los acuerdos bilaterales para firmar los contratos de generación. Sin

embargo, la participación del operador central en los contratos de transmisión es

necesaria a causa de las interacciones en la red, las que hacen imposible determinar

operaciones específicas, es decir, ligar un consumidor específico (que paga por los

costos de congestión) con otro generador específico (que recibe las compensaciones

por congestión).

Page 86: despacho economico

73

Los precios por congestión, pagados y recibidos, son altamente variables

y dependientes de la carga. Únicamente, el operador central tiene la información

necesaria contenida en todos los precios nodales del mercado spot. Los derechos por

los contratos de transmisión definen aquellos derechos que garantizan protección

contra los cambios en las rentas por congestión. Si los derechos por capacidad de

transmisión han sido completamente distribuidos, el operador es simplemente un

canal para la distribución de las rentas por congestión.

A través de la combinación de los contratos de generación y transmisión,

los participantes en el mercado eléctrico pueden establecer una protección a los

precios, y reducir los riesgos asociados a las variaciones de éstos.

Los contratos por congestión en la transmisión, una vez creados, pueden

ser comercializados en mercados secundarios, es decir, pueden ser divididos y

reasignados. Además, el valor de estos contratos no puede diferir demasiado de los

costos esperados producidos por la congestión, situación respaldada por el acceso

abierto al sistema de transmisión y los precios spot nodales. El ser dueño de estos

contratos, no otorga el derecho a controlar el despacho, y cada uno de los

participantes es libre de confiar en los precios de mercado.

Si se dan las señales económicas adecuadas, los participantes del

mercado ven un incentivo para hacer inversiones en el sistema de transmisión

respaldados por los contratos por congestión en la transmisión:

- Los contratos por congestión en la transmisión proporcionan un

mecanismo que adjudica los beneficios de la transmisión junto con los

costos asociados a la inversión. Los contratos protegen a sus dueños de

futuros cambios en los costos por congestión.

- Debido a las economías de escala e interacciones eléctricas en la red, se

dan situaciones en las cuales algunos pueden verse beneficiados por la

Page 87: despacho economico

74

expansión en la transmisión, sin que éstos pertenezcan al grupo que

realizó la inversión. En estos casos, se necesita un mecanismo regulador

con la finalidad de aprobar las inversiones y hacer la asignación de los

respectivos costos. Dentro de esta modelación, el operador del sistema

recauda los cargos por congestión provenientes de los usuarios del

sistema y, a su vez, hace los pagos a los respectivos dueños de los

contratos por congestión en la transmisión. El control del despacho queda

en manos del operador independiente del sistema, por lo que no se da

participación alguna de éste en el mercado eléctrico. El operador actúa

como un coordinador, por lo tanto, no es un competidor en este mercado.

- Si no existen derechos de propiedad bien definidos, la alternativa sería

confiar únicamente en el propietario del sistema de transmisión (ente

monopólico) para expandir el sistema, y éste a su vez, tendría que enviar

las cuentas a aquellos agentes que harían uso de la malla.

En resumen, al aplicar este tipo de contratos se observa lo siguiente:

- El operador no recibe ingresos.

- Los propietarios del sistema de transmisión reciben los cargos fijos

regulados.

- Los dueños de los contratos reciben compensaciones por los costos

incurridos en el despacho fuera de mérito.

- Finalmente, los usuarios del sistema de transmisión son los que deben

pagar los costos de oportunidad21.

21 Los participantes del mercado spot pagan los precios en cada localidad, en donde se

incluyen los costos de oportunidad por el uso del sistema en el corto plazo. La diferencia entre los

Page 88: despacho economico

75

Para aclarar el funcionamiento y aplicabilidad de estos contratos por

congestión en la transmisión, en el Anexo B22 se detallan algunos ejemplos

numéricos considerando distintos niveles de carga y de generación.

precios spot define este costo de oportunidad.

22Anexo B: Ejemplos de Contratos de Transmisión por Congestión, pp. 198

Page 89: despacho economico

76

V. ORGANIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO CHILENO

Las principales actividades que se distinguen en el sector eléctrico

chileno son: Generación, Transmisión y Distribución. Todas ellas se encuentran

reguladas por la Ley General de Servicios Eléctricos, D.F.L. Nº1 de 1982 del

Ministerio de Minería, la que persigue los siguientes puntos:

- Lograr la eficiencia económica.

- Establecer la subsidiaridad del Estado.

- Dejar actuar a las fuerzas del mercado.

- Promover la competencia donde pueda ser posible:

· Desintegra la cadena generación-transmisión-distribución.

· Asegura el libre acceso a los sistemas de transmisión.

· Libera las barreras de entrada al sector de generación.

- Establecer tarifas eléctricas como señales económicas.

Las tarifas eléctricas deben entregar las señales adecuadas de precios a

las empresas de generación, transporte y distribución y a los consumidores finales.

Con esta señales se obtendría un óptimo desarrollo de los sistemas eléctricos, una

adecuada rentabilidad para las empresas y, por lo tanto, los consumidores pagarían

estrictamente los costos derivados del suministro eléctrico.

En la actualidad, el mercado eléctrico chileno está dividido en dos

grandes sistemas interconectados: SING y SIC. A grandes rasgos el Sistema

Interconectado del Norte Grande, SING, abarca la I y II regiones y tiene 1290MW

de potencia instalada, con 6392GWh de generación bruta anual durante 1997, del

Page 90: despacho economico

77

cual el 99,2% es térmico. Geográficamente, el 5% de la población de Chile se ubica

en esta zona y la actividad económica es básicamente industrial y minera. En el caso

del Sistema Interconectado Central, SIC, éste cubre desde la III hasta la X región y

cuenta con 5266,8MW de potencia instalada, con 23953,7GWh de generación bruta

anual durante 1997, de los cuales el 75,1% es hidráulica y el 24,9% restante es

térmica. El 93% de la población de Chile se concentra en esta zona y la energía

generada se utiliza en el sector residencial e industrial básicamente (Ver Figura 5.1).

Figura 5.1: Sistema eléctrico chileno23

23 Fuente: http://www.gener.com/espanol/index/index01.html

5266,8 MW potencia instalada

(30% térmica y 70% hidráulica)

23953,7 GWh generación bruta anual

(24,9% térmica y 75,1% hidráuica)

93% de la población del país

Consumo residencial e industrial

1290 MW potencia instalada(99% térmica y 1% hidráulica)

6392 GWh generación bruta anual(99,2% térmica y 0,8% hidráuica)

5% de la población del país

Consumo mayoritariamente minero

Valores al 31 de Diciembre 1997.

Page 91: despacho economico

78

En la actualidad, los participantes de los sistemas interconectados son:

Tabla 5.1: Participantes de los sistemas interconectados chilenos

GENERACIÓN TRANSMISIÓN DISTRIBUCIÓN

SIC · Gener

· Guacolda

· Empresa Eléctrica

Santiago

· Colbún

· Pilmaiquén

· Endesa

· Pehuenche

· Pangue

· Pullinque

· Otros

Transelec · Chilmetro

· C.G.E.

· Chilquinta

· Conafe

· Emec

· Otros

SING · Electroandina

· Edelnor

· Norgener

· Endesa

Edelnor · Elecda

· Emelari

· Eliqsa

La ubicación geográfica de las centrales generadoras y líneas de

transmisión en cada sistema interconectado se presenta en los siguientes diagramas,

Figura 5.2 y Figura 5.3:

Page 92: despacho economico

79

Fuente: Publicación CDEC-SIC, Estadísticas de Operaciones 1986-1995.

Figura 5.2: Sistema Interconectado Central, SIC

Page 93: despacho economico

80

Fuentes: CDEC-SING, Estadísticas de Operaciones 1993-1996

Norgener

Figura 5.3: Sistema Interconectado del Norte Grande (SING)

Page 94: despacho economico

81

5.1 Subsector de Generación y Transmisión

El funcionamiento del mercado eléctrico chileno, las interacciones entre

agentes y los precios utilizados, se puede representar esquemáticamente de la

siguiente manera:

Generador

A

Generador

B

Generador

C

CENTRO DE DESPACHO ECONÓMICO

DE CARGA

(CDEC)

CMg de corto plazo para transferencias

Pago del sistema de transmisiónPrecios libres

Grandes

consumos

Distribuidora I

Distribuidora III

Distribuidora II

Grandes

consumos

Precios libres

Precio regulado=

Precio de nudo + Costo medio de distribución

Consumos

Precio de nudo=

CMg de corto plazo+ CMg de pérdidas de transmisión

Figura 5.4: Funcionamiento del mercado eléctrico chileno

En el sector de generación la competencia es posible, por lo que es

necesaria la coordinación de la operación de las centrales generadoras y líneas de

transporte pertenecientes a distintos propietarios con el fin de [16]:

Page 95: despacho economico

82

- Preservar y dar una mayor seguridad de suministro del servicio en el

sistema eléctrico.

- Lograr mantenimientos coordinados.

- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las

instalaciones del sistema eléctrico.

- Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión

establecidos mediante concesión.

Como se observa del esquema, los mercados a los cuales están dirigidas

las ventas de las empresas generadoras son principalmente tres:

- Mercado de productores. Está constituido por las transacciones de energía

y potencia entre las compañías generadoras, desde aquellas que por las

señales del despacho de carga tienen una generación superior a la

comprometida por contratos (empresas excedentarias) y aquellas que

tienen una producción inferior a la energía y potencia contratadas con

clientes (empresas deficitarias). Las transferencias físicas y monetarias

son determinadas por el CDEC y se valorizan, en forma horaria, al costo

marginal resultante de la operación económica del sistema. En el caso de

la potencia, las transferencias son valorizadas al precio correspondiente.

- Mercado de clientes libres. Constituido por consumidores con una

potencia conectada superior a los 2MW, y generalmente corresponden a

clientes de tipo industrial o minero. A estos clientes no se les aplica la

regulación de precios, y por lo tanto, pueden negociar libremente los

precios de la electricidad con las empresas generadoras o distribuidoras.

- Mercado de clientes regulados. Corresponde al segmento del mercado

cuyo consumo es igual o inferior a las 2MW y se encuentra ubicado en el

Page 96: despacho economico

83

área de concesión de una empresa distribuidora, de la cual son clientes.

Estos consumidores corresponden generalmente a residenciales,

comerciales, pequeña y mediana industria. En este mercado, las ventas de

las compañías generadoras están dirigidas a las empresas distribuidoras y

esta venta se realiza según un precio que está regulado por el Ministerio

de Economía y que se ha denominado en la legislación chilena, Precio de

Nudo24. Estos son determinados con el objeto de asegurar estabilidad

dentro del mercado, y se calculan cada seis meses por la Comisión

Nacional de Energía, CNE, sobre la base de las proyecciones de los

costos marginales esperados del sistema en los siguientes 48 meses, en el

caso del SIC, y 24 meses para el SING.

5.1.1 Centro de Despacho Económico de Carga, CDEC

Legalmente la formación del CDEC se establece en el DFL Nº1 de 1982,

en su artículo Nº81, en donde se dispone que los concesionarios que operen

interconectados entre sí, deberán coordinarse con el fin de [17]:

- Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico.

- Garantizar la operación más económica para el conjunto de las

instalaciones del sistema eléctrico.

- Garantizar el derecho de servidumbre sobre los sistemas de transmisión

establecidos mediante concesión.

24 La razón de regular el precio al consumidor final, se basa en que existe un monopolio

natural en el área de concesión de las empresas distribuidoras.

Page 97: despacho economico

84

Por lo tanto, en cada uno de los sistemas interconectados la operación

eléctrica es coordinada por su respectivo CDEC, el que se caracteriza por ser una

entidad autónoma integrada por las principales empresas generadoras.

El CDEC está encargado de planificar y coordinar la operación de las

centrales de manera tal de asegurar la mayor eficiencia económica en el sistema

eléctrico, por lo que el abastecimiento de la demanda se realiza a través de un

despacho de las plantas de acuerdo a sus costos variables de producción y, por lo

tanto, la demanda se abastece al mínimo costo.

Un CDEC está constituido por [16]:

- Empresas eléctricas con capacidad instalada de generación superior al

2% de la capacidad instalada total del sistema eléctrico al momento de

constituirse el Comité de Operación o CDEC del respectivo sistema.

- Autoproductores cuyos excedentes de capacidad instalada de generación

en condiciones normales sean superior a la suma de su demanda máxima

anual y de un 2% de la capacidad total que el sistema eléctrico tenía al

momento de constituirse el CDEC.

Hasta la fecha25 existen en Chile un CDEC por cada sistema

interconectado:

- CDEC-SING: coordina las instalaciones del Sistema Interconectado del

Norte Grande, desde Arica hasta Antofagasta. Se constituyó en el año

1993 y la capacidad límite para ingresar a él es de 14,902MW. Las

empresas que actualmente participan en él son: Electroandina, Edelnor,

Endesa y Norgener.

25 Segundo trimestre de 1998

Page 98: despacho economico

85

- CDEC-SIC: coordina las instalaciones del Sistema Interconectado

Central, desde Taltal hasta Puerto Montt. Se constituyó en el año 1985 y

la capacidad límite para ingresar a él es de 61,15MW por parte de las

empresa eléctricas, y en el caso de autoproductores, con una capacidad

instalada de generación (en condiciones normales) que exceda en más de

61,15MW a su demanda máxima anual. Las empresas que actualmente

participan en él son: Colbún, Gener, Guacolda, Empresa Eléctrica

Santiago, Endesa, Pangue y Pehuenche.

La disposición de las condiciones que deben cumplir las empresas que

están obligadas a coordinar su operación, las funciones básicas y la organización del

CDEC, se establecen en el Reglamento de Coordinación de la Operación

Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas de Transporte, según el Decreto

Nº 6 de 1985. De esta forma, dentro de las funciones básicas de un CDEC necesarias

para cumplir con los propósitos establecidos en el DFL Nº1 de 1982 están [16]:

- Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando

su situación actual y la esperada para el mediano y largo plazo.

- Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctrica.

- Coordinar el programa de mantención mayor de unidades generadoras.

- Verificar el cumplimiento de los programas de operación y de

mantenimiento mayor.

- Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre los

integrantes del CDEC.

- Priorizar la seguridad por sobre la economía.

- Elaborar los informes necesarios a la autoridad.

Page 99: despacho economico

86

En cuanto a la organización de un CDEC, el Decreto Nº6 de 1985

establece que éste está compuesto por [16]:

- Directorio. Formado por un director titular y suplente en representación

de cada empresa integrante. Sus principales funciones son el velar por el

cumplimiento de las funciones y disposiciones que le sean señaladas en el

Reglamento de Coordinación y en el Reglamento Interno, aprobar por

unanimidad el Reglamento Interno de funcionamiento del CDEC y

modificaciones, pronunciarse por unanimidad sobre los conflictos que le

presente la Dirección de Operación y aprobar el presupuesto anual de

gastos de funcionamiento del CDEC.

- Dirección de Operación. Formada por un director de operación titular y

suplente en representación de cada empresa integrante. Su misión

principal es adoptar los acuerdos de operación que permitan cumplir las

funciones básicas del CDEC, acordar programas, metodologías, modelos

matemáticos, esquemas de medida, valores de parámetros, etc., con el fin

de definir la operación del sistema interconectado.

- Grupos de trabajo. Dan apoyo a la Dirección de Operación con el fin de

cumplir las funciones que ésta tiene a su cargo.

La organización de un CDEC es jerárquica, según se ilustra en la

siguiente figura:

Page 100: despacho economico

87

DIRECCIÓN DEOPERACIÓN

Grupo de

trabajo

Grupo de

trabajo

Grupo de

trabajo

Grupo de

trabajo

DIRECTORIO

Figura 5.5: Jerarquía de un CDEC

Los conflictos en los grupos de trabajo son traspasados a la dirección de

operación; los conflictos de esta última son traspasados al directorio y, finalmente,

los conflictos en el directorio de un CDEC son resueltos por el Ministro de

Economía, el cual con consulta a la CNE resuelve la divergencia surgida en un

CDEC.

El conjunto de normas y el reglamento interno del CDEC están dirigidos

principalmente a determinar:

- Criterios de operación del sistema eléctrico.

- Criterios para cuantificar y valorizar transferencias de energía y potencia

de punta entre los integrantes.

- Criterios para definir las reservas que proporcionan seguridad al sistema.

- Criterios generales de pago por el uso compartido de los sistemas de

transmisión.

- Criterios para coordinar el mantenimiento de las unidades generadoras.

Page 101: despacho economico

88

Cada empresa productora integrante de un CDEC, debe estar en

condiciones de satisfacer en cada año su demanda de energía bajo condiciones de

hidrología seca, en sus centrales hidroeléctricas, y considerando su disponibilidad

promedio en sus unidades térmicas. Para este efecto, anualmente cada empresa

integrante debe presentar en el CDEC un balance de Potencia y Energía Firme que

demuestre que está en condiciones de asegurar el abastecimiento de las demandas de

sus clientes. Por lo tanto, además de considerar la capacidad de generación propia, se

toman en cuenta los suministros de otras entidades generadoras (miembros o no del

CDEC) que operen en sincronismo con el sistema y cuya producción parcial o total

le haya sido asegurada mediante un contrato suscrito a precio libremente convenido.

La demanda de energía a considerar corresponde a la suma de todos los suministros

de energía previstos y las pérdidas de transmisión correspondientes.

En base a los balances anuales de Potencia y Energía Firme se

determinan, para la potencia y energía, los eventuales déficit de las empresas

generadoras respecto de sus contratos de suministro. Las transferencias de energía

firme se comprometen a través de contratos, cuyas cláusulas de precio son materia de

negociación directa entre las empresas contratantes. Respecto de las transferencias de

potencia firme, éstas resultan del mencionado balance y se efectúan al precio de la

potencia fijada por la CNE semestralmente.

Una vez que se alcanza el equilibrio entre las disponibilidades firmes y

los contratos de suministros a clientes, la producción de las centrales generadoras del

sistema se decide independientemente de los compromisos de las empresas

propietarias de dichos medios de generación. El criterio de optimización aplicado

para la operación del sistema se basa en la minimización del costo global actualizado

de operación y falla, preservando la seguridad de servicio del sistema eléctrico. La

operación económica se complementa con políticas que permitan operar

confiablemente el sistema eléctrico, lo que puede hacer que entren en servicio

unidades que por razones económicas no debieran generar, pero que sí deben hacerlo

Page 102: despacho economico

89

para preservar las condiciones de seguridad del sistema.

a) Valorización de las transferencias de energía dentro del CDEC

En el Artículo Nº91 de la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL Nº1

de 1982) se establece que las transferencias de energía entre las empresas eléctricas

generadoras interconectadas entre sí y que resulten de una operación coordinada,

serán valorizadas de acuerdo a los costos marginales instantáneos del sistema

eléctrico. Estos costos deben ser calculados por el Centro de Despacho Económico

de Carga del sistema interconectado correspondiente.

Para el caso de la componente de energía en las transferencias, se usan

los costos marginales del sistema, los cuales se determinan en forma previa a la

operación real y en el momento de definir la programación semanal de la generación.

Estos valores pueden estar sujetos a correcciones si es que se presentan condiciones

especiales de operación.

El CDEC calculará por cada hora el costo marginal instantáneo de

energía del sistema en las barras de aquellas subestaciones en las que las inyecciones

y retiros de energía originen transferencias entre los integrantes del CDEC. Se

entiende por costo marginal instantáneo de energía el costo en que el sistema

eléctrico en conjunto incurre en promedio durante una hora para suministrar una

unidad adicional de energía en la barra correspondiente, considerando la operación

óptima determinada por el CDEC [16].

Los costos marginales se determinarán en base a los costos variables de

operación de la centrales térmicas y de las centrales de embalse. El costo variable de

las centrales de embalse corresponde al valor del agua determinado para cada una de

ellas. Tomando en consideración los costos de las centrales y las energías asociadas a

ellos, se hace el llenado de la curva de carga semanal hora tras hora y según una lista

de mérito. Por lo tanto, para cada hora el costo marginal del sistema será igual al

Page 103: despacho economico

90

costo variable de la central que le corresponda proporcionar el KWh adicional de

energía en dicha hora de acuerdo a la curva de carga.

Como se había dicho, si se dan condiciones especiales de operación no

previstas en el cálculo de los costos marginales, como fallas de líneas de transporte,

salidas de servicio de unidades generadoras importantes, o vertimientos en centrales

hidráulicas a causa de crecidas o falta de consumo, etc., que llevasen a que los costos

marginales reales sean nulos, indeterminados o que difieran en más de un 25% de

aquellos calculados sin considerar estas circunstancias, los costos marginales

calculados inicialmente y la programación serán reemplazados por los costos

marginales reales, durante las horas en que dicha condición esté presente.

Según el Decreto Nº6 de 1985, la valorización de las transferencias de

energía y los correspondientes pagos entre integrantes serán contabilizados por el

CDEC, y se realizará en las barras de las subestaciones determinando las inyecciones

y retiros horarios netos de energía de cada integrante, las que se multiplicarán por el

costo marginal instantáneo correspondiente. Finalmente, los saldos netos mensuales26

con signo negativo serán los pagos que reciban todos los integrantes que tengan un

saldo neto positivo, en la proporción que cada uno de ellos participe del saldo

positivo total del mes.

Por otro lado, la valorización para el caso de la componente de potencia

de punta en las transferencias entre los integrantes, se hace en base a los costos

marginales de potencia de punta correspondiente a las subestaciones en que tales

transferencias se originen. Estos costos marginales de potencia son regulados por la

Comisión Nacional de Energía y corresponden a los precios de potencia de punta en

26 El saldo neto mensual corresponde a la resultante de la suma, para cada integrante, de

todas las inyecciones y retiros netos valorizados ocurridos en todo el sistema durante el mes. Las

inyecciones se consideran con signo positivo y los retiros con signo negativo.

Page 104: despacho economico

91

la subestación respectiva determinados según el cálculo seguido para los precios de

nudo que establece el DFL Nº 1 en su artículo 99º.

5.1.2 Subsector de transmisión

La transmisión se caracteriza por presentar economías de escala y ser

intensiva en el uso del capital. Este subsector contribuye a importantes economías en

la operación de los sistemas interconectados; además, es la base de la competencia en

los mercados competitivos de generación. Por ende, resulta necesario un libre acceso

a este subsector haciendo cumplir dos obligaciones fundamentales:

- Obligación de interconexión.

- Obligación de libre acceso.

Dadas las economías de escala que se presentan en la transmisión, surge

un monopolio natural que es necesario regular. Por efecto de lo mismo, la

tarificación del sistema de transmisión en base al costo marginal, se hace insuficiente

para financiarlo y surge la necesidad de establecer una tarificación en dos partes,

según:

Tarificación = Tarifa Marginal (Ingreso Tarifario)

+ Pago Adicional (Peaje)

El Ingreso Tarifario corresponde al ingreso percibido por el propietario

de la red correspondiente a la diferencia de los costos marginales que rigen en cada

barra del sistema para las inyecciones y retiros de potencia y energía en ellas. Los

costos marginales de corto plazo representan el costo marginal de abastecer una

unidad más de demanda manteniendo constante los activos fijos que conforman el

sistema. Estos costos marginales se pueden obtener mediante un despacho

Page 105: despacho economico

92

multinodal o con un despacho uninodal (en este último caso se utilizan factores de

penalización27).

~~

~~

~~

Centro

de Carga

Preciom

Precior Precioi

Er Ei

Figura 5.6: Ingreso tarifario

En el caso del despacho uninodal que se realiza actualmente en el

sistema chileno, el precio de la energía o de la potencia en un nodo j está dado por:

jonPenalizaciFactor de ecioPrecioPrmj´=

donde,

Precioj : Precio en el nodo j

Preciom : Precio en el nodo m, correspondiente al centro de carga

27 Según la legislación vigente, los factores de penalización de energía y de potencia de

punta se determinan considerando las pérdidas marginales de transmisión de energía y potencia de

punta respectivamente, para el sistema de transmisión operando con un nivel de carga tal que dicho

sistema esté económicamente adaptado.

Page 106: despacho economico

93

El Ingreso Tarifario Total está compuesto por lo recaudado por la

energía y la potencia, es decir:

IT IT ITenergia potenciatotal = +

donde,

( )[ ]IT Potencia Perd Potencia FPP Potencia FPP ecioi r i Potenciapotencia i= - ´ - ´ ´. Pr

( )[ ]IT Energia Perd Energia FPE Energia FPE ecioi r i Energiaenergia i= - ´ - ´ ´. Pr

FPP : factor de penalización de potencia

FPE : factor de penalización de energía

Subíndice r : hace referencia a los retiros de potencia o energía

Subíndice i : hace referencia a las inyecciones de potencia o energía

La legislación chilena busca remunerar el valor nuevo de reemplazo de

las subestaciones y demás instalaciones involucradas en la transmisión, además de

los costos de operación y mantenimiento. Por lo tanto, el peaje debe cubrir la

diferencia entre esos valores y el ingreso tarifario.

Peajeanual = AVNR +COYM -IT

donde,

IT : Ingreso Tarifario total

AVNR : Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo

COYM : Costos de Operación y Mantenimiento

Page 107: despacho economico

94

En el cálculo del Ingreso Tarifario, se ocupan los precios de nudo en

lugar de los costos marginales instantáneos.

Para determinar la anualidad de las inversiones comprometidas en las

líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas [17] se considera el valor

nuevo de reemplazo de todas ellas, con una vida útil no inferior a 30 años y una tasa

de actualización del 10% (igual a la utilizada en el cálculo de los precios de nudo).

Es decir,

VNRAVNR

= ´ -æèç

öø÷

é

ëêê

ù

ûúú0 1

11

11

30

, ,

El transmisor tiene la obligación de realizar una revisión cada cinco años

de su valor nuevo de reemplazo y costos de operación y mantenimiento. Los valores

del VNR actuales28 se calcularon en base a la actualización de un estudio hecho en

1990 (cuando se hizo la primera publicación) por empresas consultoras

internacionales que realizan construcción de líneas y subestaciones. El VNR se

calcula como el valor que costaría construir nuevas líneas o subestaciones en base a

la tecnología del momento. En el caso del COYM, se determinan todos los costos

atribuibles a la gestión de operación y mantenimiento, incluyendo sistemas de

telecomunicaciones, sistemas de despacho centralizado y distribuidos a lo largo del

sistema, y la operación y mantenimiento preventiva y correctiva que surge en las

instalaciones.

El peaje puede distribuirse entre los distintos usuarios del sistema de

transmisión, tanto generadores como consumidores y se han planteado diversas

metodologías al respecto, sin embargo en la legislación eléctrica chilena se define

28Ver libro Valor Nuevo de Reemplazo y Costos de Operación y Mantenimiento, Enero

1996, Compañía Nacional de Transmisión Eéctrica S.A, Transelec [29].

Page 108: despacho economico

95

una basada en el uso del sistema, más específicamente, el uso según Áreas de

Influencia. Según el artículo Nº51 B del DFL Nº1, ésta se define 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� [17].

El área de influencia de un generador se determina buscando los tramos

del sistema que sufren un incremento en sus flujos de energía frente a un incremento

en la energía generada en un nodo, y compensada por la central marginal.

La legislación define el pago de un peaje básico de cada generador, por

todas las instalaciones que son área de influencia de ese generador. El pago de las

anualidades de este peaje básico dará derecho [17] al propietario de la central a

retirar electricidad, sin pagos adicionales, en todos los nodos del sistema ubicados

dentro de su área de influencia. Así como también, tendrá el derecho de retirar

electricidad en todos los nodos desde los cuales se produzcan transmisiones físicas

netas hacia el área de influencia.

En caso de que el dueño de la central desee retirar electricidad en otros

nodos ubicados fuera del área de influencia, es decir, si se comercializa energía o

potencia fuera de esta área se deberán acordar Peajes Adicionales con el propietario

de las instalaciones involucradas. Se calcula de la misma forma que el peaje básico

pero se relaciona con las instalaciones adicionales necesarias para efectuar el

suministro.

Por lo tanto, el Peaje Básico es independiente del uso comercial, y el

Peaje Adicional depende de los contratos de suministro fuera del Área de Influencia.

Page 109: despacho economico

96

5.2 Restricciones en el Sistema de Transmisión Chileno y su

Tratamiento dentro de las Empresas Integrantes

Como ya se señaló, el costo marginal es la señal económica que se utiliza

en las transferencias de energía de acuerdo a lo establecido en la ley. Esta señal

puede reflejar en toda su magnitud los efectos la congestión en el sistema de

transmisión chileno si es adecuadamente calculada, lo que sí sucede en la operación

de corto plazo. En el largo plazo no sucede lo mismo dado que se está usando

actualmente un modelo uninodal para el cálculo de los costos marginales y precios

de nudo. Este modelo utiliza factores de penalización de energía y potencia de punta,

los cuales consideran sólo las pérdidas marginales de transmisión en energía y

potencia de punta respectivamente 29.

Al determinar el valor del agua semanalmente y la totalidad de la energía

despachada de las distintas centrales, para luego distribuirla en la curva de carga

diaria, se hace un análisis para ver si se presenta algún tipo de restricción de

transmisión, y si con el despacho original resulta alguna restricción para la semana

que se está programando, se efectúa un redespacho y se reprograman las unidades.

Además, si en el corto plazo ocurre algún tipo de contingencia que indique la

congestión de alguna de las líneas de transmisión, las unidades que deban operar para

dar solución a tal congestión, deben entrar con el mismo costo calculado

semanalmente (se identifica la central marginal en el sistema que quedó desacoplado

económicamente del otro), por lo tanto, pueden darse días en que el costo marginal

real sea mayor que el programado producto de la congestión en un tramo específico.

En tal caso, el costo real reemplaza a aquel calculado inicialmente (determinación

29Artículo Nº 99, número 6 del DFL Nº1 de 1982

Page 110: despacho economico

97

ex-post).

Para resolver este problema en forma sistemática, se acordó que el CDEC

adopte un modelo multinodal que vea las restricciones actuales, y prevea las que

puedan surgir en el futuro. Actualmente, el CDEC tiene en estudio un modelo

llamado PCP (Programación de Corto Plazo), y corresponde a un modelo semanal,

con etapas de 24 horas para cada uno de los 7 días de la semana; es un modelo

determinístico y usa programación dinámica dual.

Para modelar períodos mayores a 1 semana, el CDEC está estudiando la

implementación de dos modelos multinodales: SDDP (Modelo Pereira, Stochastic

Dinamic Dual Program) y OMSIC II (OMSIC ST, con Sistema de Transmisión30).

Uno de estos programas reemplazaría al modelo uninodal que actualmente está en

uso, es decir, al OMSIC.

Es importante que en estos modelos se vean reflejadas estas restricciones

en el largo plazo. Los embalses deben trabajar adecuando el uso de su agua a las

restricciones de precio y por lo tanto, para las centrales es importante poder conocer

con anterioridad estas señales económicas con el fin de dar un adecuado uso al agua

embalsada. Estos modelos son útiles para hacer una planificación de la operación en

el largo plazo y una planificación de las inversiones por parte de cada una de las

empresas.

30 Modelo desarrollado por Transelec S.A.

Page 111: despacho economico

98

5.2.1 Modelación de restricciones de transmisión según Transelec

Transelec ha implementado el modelo OMSIC II, el cual modela el uso

del sistema de transmisión e identifica (a futuro) los tramos en los que pueden

presentarse problemas de congestión, como restricciones de capacidad; además,

identifica el período en que pueden aparecer, la conveniencia de realizar inversiones

que compitan con generación local, y en resumen prever los tramos donde sea

necesario aumentar la capacidad y las empresas a las cuales realizar los cobros

respectivos.

Básicamente el OMSIC II es un modelo de programación de la

operación, multinodal y uniembalse, es decir, sólo considera el lago Laja como único

embalse del sistema y el resto de las centrales las considera como una matriz de

energía generable. Este modelo consta de etapas mensuales, representa la demanda a

través de curvas de duración por bloques, representa el sistema de transmisión de

acuerdo a un flujo DC, representa las pérdidas por líneas y limitaciones de la

transmisión, calcula los costos marginales por barra y finalmente determina el

despacho a mínimo costo.

Este modelo no realiza un proceso de convergencia (como se realiza en

los modelos de embalses) puesto que se tiene pensado este modelo como de uno

evaluación de largo plazo31. Se utiliza para los cálculos de peaje dentro de los

próximos 5 años, y en un análisis de lo que ocurrirá con la operación de las centrales

y el uso del sistema de transmisión en el futuro. Además, OMSIC II trabaja con

programación dinámica estocástica, y el tratamiento hidrológico se basa en una

independencia hidrológica durante invierno y una dependencia hidrológica durante el

deshielo. El sistema de transmisión se representa a través del uso de factores

31 En el largo plazo se considera que el aporte de energía de los distintos embalses es

fijo para cada año.

Page 112: despacho economico

99

denominados GGDF, Factores Generalizados de Distribución de la Generación [28],

los cuales tratan de representar el flujo de potencia entre dos nodos como una

combinación lineal de la generación de todas las centrales del sistema

interconectado. Esto significa que se toman en consideración las distintas

interacciones dentro del sistema y se hace un despacho de todas las centrales con el

fin de minimizar los costos de operación y falla del sistema, sujeto a las restricciones

de capacidad máxima de generación, uso del lago Laja, restricciones de transmisión

y pérdidas dentro del sistema. Por lo tanto, al producirse un desacoplamiento de una

barra producto de la congestión de una línea, la relación entre los precios calculados

en cada nodo no estará dada sólo por las pérdidas marginales, sino que además

existirá cierta holgura producto de la congestión.

La empresa conoce para todas sus líneas las capacidades térmicas y es el

CDEC el que debería de identificar la existencia de algún otro tipo de restricción

producto de la interconexión entre las centrales generadoras y las líneas. Por lo tanto,

bajo este supuesto, este organismo debería de tener la facultad de determinar el límite

para operar determinados tramos con el fin de preservar la seguridad y estabilidad

del sistema.

Sin embargo, dado que es difícil tomar acuerdos en este organismo, la

propia empresa Transelec ha determinado las restricciones de transmisión de sus

instalaciones y aquellas por estabilidad de tensión a modo referencial. Por otra parte,

las restricciones por estabilidad transitoria no están consideradas dentro de las

formulaciones actuales, ya que aún no existe acuerdo dentro del CDEC para

determinar este tipo de estudios32.

32 Como por ejemplo, determinar si una línea es crítica dentro del sistema si es que sale

de servicio algún circuito. Esta condición de operación podría producir una oscilación que haría

colapsar la totalidad del sistema.

Page 113: despacho economico

100

Las líneas de transmisión operan en base a las características propias, y

cada empresa es responsable por la seguridad de sus instalaciones, y éstas ponen a

disposición del CDEC sus instalaciones con sus respectivas limitaciones con el

objeto de que este organismo preserve la seguridad de servicio global del sistema. En

base a las restricciones de transmisión y de estabilidad de tensión, la empresa entrega

ciertas recomendaciones que se hacen valer en el corto plazo para el CDEC, y desde

el punto de vista de estudios de la misma empresa, estas restricciones se consideran

para evaluar la operación del sistema en el futuro y sirven de patrón de referencia

para realizar inversiones.

5.2.2 Restricciones de transmisión en tramos específicos del SIC

De acuerdo a conversaciones con Transelec S.A., en determinados

períodos han surgido problemas de restricciones de transmisión en algunos tramos, y

en un futuro se pronostican problemas adicionales en otros tramos. Estos tramos se

detallan a continuación:

- Tramo Ancoa-Alto Jahuel. Se presentaron problemas a partir de junio de

1997 y durante un par de meses. Colbún S.A. aún no hacía uso de su

propia línea y en el mismo período Pangue S.A., junto al complejo del

Laja, se encontraban haciendo inyecciones más al sur de este tramo, entre

Charrúa y Ancoa. Por lo tanto, dado el exceso de agua, la línea de 500KV

Ancoa-Alto Jahuel quedó saturada durante varias horas del día. Frente a

esta situación, comenzó el desplazamiento de las centrales térmicas de la

zona norte y se alcanzó el límite de transmisión de esa línea, por lo que el

costo marginal desde Ancoa hacia el sur cayó a cero, producto del

vertimiento al que llegaron los embalses; y el costo marginal desde Alto

Jahuel hacia el norte correspondió al costo de la central térmica marginal

despachada para cubrir la demanda.

Page 114: despacho economico

101

- Tramo Charrúa-Ancoa. Junto al tramo anterior, es uno de los más críticos

por ser el tronco del sistema interconectado. Sin embargo, a partir del año

1997, entró en servicio una tercera línea en este tramo con lo que los

problemas de capacidad se encuentran actualmente solucionados.

- Tramo Polpaico-San Isidro. Entre octubre y diciembre de 1997, surgió

un problema de restricción de transmisión en este tramo. Dados los costos

marginales bajos, la señal de precio decía que era necesario el

desplazamiento de algunas centrales térmicas como Ventanas y

Guacolda, sin embargo si se hubiera operado de esa manera, el tramo

Polpaico-San Isidro hubiera llegado a su límite. Por lo que fue necesario

que entraran en operación ambas centrales para evitar que la línea se

saturara, con las consiguientes alzas en los costos.

- Tramo Charrúa-Concepción. Se hubieran presentado restricciones de

capacidad de transmisión en este tramo, si no se hubieran realizado

inversiones. Con ese fin, se construyó una nueva subestación de

220/154KV y se transformó una línea de 154KV a 220KV, y por lo tanto

ahora se cuenta con mayor capacidad de transmisión para dar suministro

a la zona.

- Línea de 154KV, paralelo al sistema de 500KV entre Ancoa y Alto

Jahuel. Se pronostica que para el año 2002, en condiciones hidrológicas

extremas (especialmente hidrología seca), se saturen las capacidades de

transformación que alimentan a la zona. Ante esta situación, se están

realizando las inversiones necesarias para dar apoyo a la zona desde

Ancoa.

Page 115: despacho economico

102

- Transformación de 220/110KV en San Isidro. Se piensa que en un futuro

presentará problemas y por lo tanto, se está pensando en las inversiones

necesarias para evitar tal problema. Actualmente, existen 300MVA de

capacidad de transformación y al momento de entrar en operación los

ciclos combinados Nehuenco y San Isidro, el costo marginal sería muy

bajo en términos esperados, lo que estaría dando la señal de que central

Ventanas debe dejar de operar. Por lo tanto, si dejaran de operar Ventanas

I y Ventanas II en su totalidad, la capacidad de transformación se vería

sobrepasada puesto que la demanda de la zona costera es mayor que la

capacidad de transformación. Para dar solución a esta situación,

Chilquinta está construyendo una línea de 220KV hacia la zona costera.

- Tramo San Isidro-Pan de Azúcar. Esta línea presenta actualmente una

capacidad inferior a la demanda máxima de la zona norte, por lo que se

requiere que la central Guacolda esté en operación en determinadas horas.

La demanda es creciente en el sector norte y la capacidad de generación

en este momento se mantiene constante, situación que cambiaría si

entrara nueva generación o se realizara la interconexión del SIC con el

SING. Por lo tanto, como estos nuevos proyectos de generación están

previstos alrededor del año 2000, existe la posibilidad que en este tramo

se presenten problemas de congestión antes de esta fecha. Sin embargo,

como estos problemas se presentarían por un período tan corto de tiempo,

Transelec no considera necesario aumentar la capacidad de transmisión

de este tramo.

Page 116: despacho economico

103

5.2.3 Reacción de las empresas frente a problemas de congestión

Ante la aparición de restricciones en la transmisión, las empresas en

general adoptan una serie de medidas con el fin de dar solución al problema:

- Generación local. Dada la existencia de alguna restricción de transmisión

producto de una causa no programada, por ejemplo la salida de servicio

de una línea o vertimientos en algunos embalses, es recomendable que

entren en operación determinadas plantas generadoras con el fin de poder

abastecer la demanda de potencia.

- Disminución de la carga en nodos específicos. Es una medida adoptada

en casos de extrema emergencia, como la salida de servicio de alguna

central. En estos casos, la oferta de potencia baja pero la demanda se

mantiene y la única solución es botar carga. Estas medidas son de corto

plazo y corresponden a medidas operacionales y no de planificación

futura.

- Inversiones. Cuando las restricciones presentes en el sistema de

transmisión son permanentes y con impactos importantes sobre los

precios, es necesario realizar inversiones con el objeto de evitar fallas o

mayores costos de operación. Las inversiones que se llevan a cabo por

parte de la empresa transmisora son: ampliaciones de líneas, instalación

de bancos de condensadores, etc.

La empresa transmisora, a través de estudios del sistema de transmisión,

es capaz de pronosticar las restricciones que puedan llegar a producirse en el sistema,

con el fin de evaluar la conveniencia de realizar inversiones para aumentar la

capacidad en esas líneas. Sin embargo, como generalmente estas restricciones se

presentan por un período corto de tiempo (por ejemplo, para el caso de los tramos

anteriormente descritos), la empresa no estima conveniente realizar inversiones por

Page 117: despacho economico

104

casos tan puntuales. Es necesario realizarlas cuando estos problemas son constantes

dentro del sistema y además, crecientes en el tiempo. Por ejemplo, para el tramo

Polpaico-San Isidro, con la entrada de los ciclos combinados en San Isidro se

produciría una generación económica local que descargaría la línea, y por lo tanto,

las restricciones de transmisión desaparecerían. Para el caso de la línea de 500KV

Ancoa-Alto Jahuel, como Colbún está haciendo uso de su propia línea, el tramo se

encuentra sin problemas en la actualidad.

Respecto de las inversiones a realizar dentro del sector de la transmisión,

las señales económicas que proporciona la ley no son claras al momento de llevar a

cabo estas inversiones. La distorsión la proporcionan los precios de nudo, los cuales

no dan la suficiente libertad de competencia entre los generadores que llegan a los

clientes, y se ve reflejado en las penalizaciones marginales que determina la CNE las

cuales pueden tener errores en la ubicación del factor de penalización y a su vez

pueden dejar de incluir costos necesarios para la empresa transmisora. Según los

mismos, el negocio de la empresa (contrario a lo que se pueda pensar) presenta

riesgos como: (1) no reconocimiento por parte de la empresas generadoras de los

valores asociados a AVNR y COYM, (2) riesgo de sustitución de las instalaciones

del transmisor quedando las mismas sin renta (por falta de uso) o bien sin poder

cobrar el 100% del valor de AVNR más COYM. Además, la empresa transmisora no

puede cobrar un peaje más allá del costo alternativo que representa para la

generadora hacer sus propias líneas.

Cada vez que surgen problemas de restricción en la transmisión, el resto

de las empresas generadoras de electricidad presentan diversas reacciones frente al

CDEC. Las empresas generadoras, además de producir electricidad, la comercializan

a través de contratos con sus clientes finales. Estos contratos se establecen por

problemas de estabilidad de precios y de esta forma, por ejemplo, se establecen

contratos con las empresas distribuidoras a precio de nudo y se tiene la obligación de

abastecer sus consumos, independientemente si el despacho determina que la central

Page 118: despacho economico

105

esté en operación o no. En el caso en que la central no esté en operación, la

generadora debe comprar la electricidad necesaria para abastecer la demanda del

cliente. Por lo tanto, si la energía no se puede transmitir desde aquellos nodos con

costos marginales bajos, es indispensable hacer funcionar un central con costos más

altos y por lo tanto, se debe comprar la energía para abastecer ese nivel de demanda a

un precio alto y quizás mayor que el precio en que se había acordado la venta de

energía al cliente final.

Un ejemplo concreto de estas divergencias entre las empresas respecto a

restricciones de transmisión, fue el presentado en el tramo Polpaico-San Isidro. La

empresa Gener S.A. cuestionó la decisión de Transelec S.A. de operar dicha línea

por 4 meses por debajo de su capacidad nominal, por razones de seguridad, en

circunstancias que existía abundancia de agua. La central Guacolda debió entrar en

operación con el fin de generar la energía necesaria para abastecer la demanda en el

norte en momentos que se podría haber comprado a un precio spot más barato, lo que

habría perjudicado a la empresa Gener y sus filiales.

Según datos de Gener, este tramo tenía una capacidad nominal superior

a 600MW y en un período específico de tiempo, los flujos que circulaban por esta

línea alcanzaron cerca de 530MW. Dada esta situación, la empresa transmisora

determinó que por razones de seguridad del sistema, si salía de servicio uno de los

circuitos, el circuito restante sería incapaz de hacer circular la totalidad de la potencia

y determinó que la capacidad máxima del tramo San Isidro-Polpaico fuera de

420MW. Esta medida afectaba duramente a las centrales térmicas del norte, al punto

de llegar a ganancias cercanas a cero para Gener. Sin embargo, de acuerdo a los

informes elaborados por la CNE respecto de esta divergencia en particular, y la

posterior resolución ministerial33, todas las razones que presentó Gener priorizaban

33Ver Informe de la Comisión Nacional de Energía, Divergencia en el CDEC-SIC, de

Page 119: despacho economico

106

el criterio económico por sobre la seguridad global del sistema, contrario a los

objetivos que persigue la ley, en donde se expresa claramente la prioridad de la

seguridad con la que se debe operar el sistema por sobre el óptimo económico.

De esta forma, cada vez que surgen restricciones en el sistema de

transmisión los reclamos van dirigidos a la empresa transmisora para que aumente la

capacidad de la línea con problemas. Sin embargo, la ley no obliga a la empresa

transmisora a realizar inversiones, y la entrada al sistema de transmisión es libre con

lo que cualquier empresa tiene la libertad de realizar las inversiones que estime

conveniente. Por lo tanto, si no se logra un acuerdo entre Transelec y la empresa que

podría ser beneficiada con la inversión, esta última podría realizar la inversión.

5.2.4 Rentas por congestión

La congestión, como ya se ha dicho, se refleja en el corto plazo en los

costos marginales, y por lo tanto el balance de inyecciones y retiros de las empresas

debe ser hecho con los verdaderos costos marginales. Las llamadas rentas por

congestión sí existen en el sistema chileno, aunque en la legislación no se reconocen

explícitamente estos mayores costos para los agentes.

Hoy en día la empresa que recauda el ingreso tarifario es Endesa por ser

miembro del CDEC y no Transelec, la que lo hace posteriormente y directamente

desde Endesa. El cálculo se hace en base a los costos marginales horarios

establecidos por el CDEC en cada nodo donde se producen transferencias entre los

integrantes. Este ingreso tarifario resulta de la diferencia entre inyecciones y retiros,

por lo que en el cálculo que actualmente se realiza, no se identifica la cantidad exacta

del ingreso tarifario por tramo. Cada integrante declara sus inyecciones horarias y al

Carta Nº147/97 (11/11/97), y Resolución Ministerial del 10 de marzo de 1998, respecto a

divergencia surgida en el CDEC-SIC.

Page 120: despacho economico

107

costo marginal correspondiente, y paralelamente, cada uno declara en forma horaria

los retiros en cada barra. Posteriormente se valorizan estas transferencias para cada

integrante y se obtiene un saldo que cada uno debe recibir o pagar.

Este balance es realizado por todos los integrantes exceptuando Endesa,

la que a partir de la diferencia existente entre los saldos, debe pagar o recibir este

diferencia, la que incluye el balance entre las inyecciones y retiros de la empresa más

los ingresos tarifarios de Transelec. Este último le solicita a Endesa la entrega de los

ingresos tarifarios a costo marginal, calculados con las mismas bases en que fueron

realizadas las transferencias, es decir, los mismos costos marginales y estimaciones

de flujos. Este cálculo lo realiza Transelec y lo ha denominado VIRT, es decir,

Valoración de Inyecciones y Retiros por Tramos a costo marginal, para diferenciarlo

del Ingreso Tarifario que de acuerdo a la legislación chilena, debe ser calculado a

Precio de Nudo.

La valoración a Precio de Nudo se aplica cuando se hace el cálculo de

ingresos tarifarios en el cálculo de peajes. Si una generadora solicita peaje por un

tramo específico, la empresa transmisora debe realizar un cálculo del mismo ex-ante,

para un período de 5 años, en el cual se calcula el AVNR más el COYM de las

instalaciones involucradas y una estimación de los ingresos tarifarios valorizados al

Precio de Nudo vigente al momento en que se realiza el cálculo.

Anualmente, la empresa transmisora ha acordado realizar reliquidaciones

respecto del IT estimado a Precio de Nudo y la recaudación realizada por Transelec a

Costo Marginal (VIRT) en cada uno de los 12 meses del año, manteniendo la

prorrata que se aplica al peaje cobrado a la empresa generadora que está haciendo

uso del tramo.

Page 121: despacho economico

108

En caso de existir diferencias entre el IT descontado y el VIRT

recaudado, el que tiene el saldo positivo hace la devolución a la otra empresa

involucrada34. Si el VIRT es menor que el IT descontado, el generador debe hacer

una reliquidación a la empresa transmisora por la cantidad faltante, y viceversa en el

caso contrario. Estas diferencias se incrementan al existir congestión en las líneas de

transmisión, puesto que al producirse un desacoplamiento de la líneas, el costo

marginal en el extremo receptor es muy alto y el del extremo transmisor es muy bajo,

con lo que se genera un VIRT que no tiene relación alguna con la diferencia de

pérdidas marginales, y su valor por lo tanto es muy alto.

Si se presenta congestión surge un VIRT muy alto y de hecho, mayor que

el IT calculado ex-ante sin congestión y con precios de nudo. En el esquema de

reliquidaciones propuesto por Transelec a los generadores, esa congestión se

orientaría a reducir el peaje pagado por ellos y eventualmente, si el VIRT es mayor

que el AVNR+COYM produciría un ingreso adicional a los generadores.

34 Esta es una negociación entre las partes incluida en el contrato de peajes

Page 122: despacho economico

109

VI. IMPACTO DE RESTRICCIONES DE TRANSMISIÓN SOBRE EL

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL DE CHILE

Con el fin de ilustrar numéricamente los impactos que las restricciones

de transmisión podrían tener en el Sistema Interconectado Central chileno y la

eventual aplicación de los conceptos formulados en capítulos anteriores, se procedió

a realizar una simulación aproximada de la operación futura del sistema. Interesa

ilustrar el impacto de estas limitaciones sobre los flujos de potencia en algunos

tramos del sistema, evaluando económicamente el impacto de la congestión sobre las

líneas involucradas. Interesa ilustrar también, la relación entre la remuneración

resultante del sistema de transmisión y el valor económico de ella.

Para alcanzar cada uno de estos objetivos, se procedió a realizar los

siguientes estudios:

� Estudio de los flujos de potencia activa en tramos de interés del SIC:

- Graficar la magnitud de los flujos de potencia en tramos de interés,

- Graficar el sentido de los flujos de potencia en tramos de interés,

- Graficar la duración de los flujos de potencia esos tramos, y

- Determinar las hidrologías en que se presentan problemas de congestión.

� Estudio del impacto económico de las restricciones:

- Determinar los ingresos marginales percibidos sobre los tramos de interés

del SIC para un caso con congestión y otro sin congestión,

- Determinar diferencias cuantitativas en los Ingresos Marginales entre un

caso y otro.

Page 123: despacho economico

110

Ante la no disponibilidad en esta investigación, de un programa

computacional de análisis de la operación hidrotérmica multinodal del SIC, se

resolvió realizar la evaluación con una herramienta alternativa aproximada35.

La implementación del estudio se realizó en base al Modelo de

Explotación Generación/Red Juanac, desarrollado por la Universidad Pontificia

Comillas, y descrito en la siguiente sección. La modelación del Sistema

Interconectado Central se realizó en forma aproximada, ya que se hicieron algunas

simplificaciones a las centrales hidráulicas, no se optimizó el uso de las centrales de

embalse, y en la modelación de las restricciones sobre el sistema de transmisión, no

se tomaron en consideración posibles refuerzos programados en el sistema, con la

finalidad de mitigar los efectos negativos de la congestión sobre el sistema eléctrico

en su conjunto36. Las simplificaciones y supuestos que se adoptaron, pueden

conducir a un despacho con soluciones no necesariamente en el óptimo. Por ende, se

debe tener cuidado en extrapolar las conclusiones del estudio a la realidad futura del

SIC.

6.1 Descripción del Modelo de Explotación Generación/Red, Juanac

Este modelo es una herramienta utilizada para la obtención de los precios

spot de la demanda, valoración de intercambios y la determinación de los ingresos

que recibiría la red de acuerdo a la teoría marginalista, es decir, el ingreso marginal

35 Como se indicara en el capítulo Nº5, la empresa Transelec ha desarrollado un

programa que cumple dichas funciones, denominado OMSIC II; mientras el CDEC-.SIC ha

contratado el desarrollo de un modelo denominado SDDP. Como este trabajo emplea el modelo

Juanac, es de interés poder determinar aquellos componentes que determinan el precio spot, r (t),

descrito en el capítulo Nº2.

36 De hecho, según se explicara en el capítulo Nº5, Transelec tiene previstos algunos

refuerzos futuros que no fueron considerados en este estudio.

Page 124: despacho economico

111

en el caso del sistema eléctrico chileno.

El modelo Juanac [18,20] realiza un despacho óptimo multinodal

determinista, esencialmente térmico del sistema eléctrico para una serie de

escenarios definidos por el usuario. Su alcance temporal es de un año37, el cual se

descompone en períodos. Para cada período se define una duración y un plan de

mantenimiento de la generación y de la red, y a su vez, en cada uno de estos períodos

se definen bloques o niveles de carga. Finalmente, para cada período y nivel de carga

se analizan un conjunto de escenarios de indisponibilidad y en cada escenario se

definen los elementos del sistema que se encuentran en falla. Se asigna una

probabilidad a cada escenario tal que la suma de dichas probabilidades para un

período y nivel de carga dados sea igual a uno. Como no se puede modelar energía

embalsada, la generación hidráulica se representa en forma aproximada, y por lo

tanto, se necesita de un modelo previo que especifique la cantidad de energía

hidráulica a ser usada durante un intervalo de tiempo determinado38.

Estas características que presenta el programa pueden ser usadas por el

usuario en forma más simplificada y dependiendo de las características de la

modelación que se desee implementar. En el caso del modelo utilizado para el

Sistema Interconectado Central, sólo se utilizó el alcance temporal de un año ficticio,

bajo el cual se definió cada uno de los cinco bloques de carga considerados en la

modelación de la demanda y que será detallado más adelante.

37 No necesariamente un año real, sino que puede ser algún intervalo especificado por el

usuario.

38 Para este estudio, se ocuparon los resultados entregados por el modelo de la

Operación Mensual del SIC, OMSIC, respecto de la energía generada por las centrales hidráulicas.

Page 125: despacho economico

112

Las principales características del modelo Juanac son:

- Red modelada con flujo de cargas linealizado (DC) con o sin pérdidas.

- Costo variable de generación térmica lineal o cuadrático.

- Intercambios entre áreas libres o prefijados.

Los resultados que se obtienen de este modelo son entre otros: costo

variable de explotación, producciones y costos de los grupos, flujos y pérdidas por

las líneas, energías no suministradas, precios spot en cada nodo, ingresos marginales

de la red, ingresos por generación y demanda.

La optimización de la explotación del sistema conjunto generación/red se

plantea como un problema de optimización con una función objetivo lineal o no

lineal con restricciones lineales (o no lineales si se consideran pérdidas).

6.1.1 Modelación general del sistema eléctrico

Las características principales de este modelo computacional están dadas

por:

a) Demanda. La demanda en cada nodo se debe especificar en los datos de entrada

del programa. Si la demanda en un nodo no puede ser satisfecha se introduce una

penalización que representa el costo variable de la potencia no suministrada en

ese nodo

b) Generación. En cada nodo de la red se pueden localizar diferentes grupos de

generación. En cada uno de estos nodos, existe la posibilidad de considerar uno o

más grupos térmicos y sólo un grupo hidráulico. Para ambos, se deben definir los

valores mínimos y máximos de potencia de funcionamiento. En forma adicional,

para los grupos hidráulicos se debe especificar una potencia programada.

Page 126: despacho economico

113

El costo variable de generación térmica puede ser lineal o cuadrático. El

costo variable de la generación hidráulica es nulo en caso de que la potencia sea

igual o inferior a la programada. Para dar valor al agua embalsada, se introduce

una penalización muy alta en caso de que la potencia hidráulica supere a la

potencia programada.

c) Red. Ésta se define como el conjunto de líneas eléctricas de transporte que

conectan los nodos entre sí. Las líneas están definidas por su impedancia serie

(resistencia y reactancia) en magnitudes unitarias y por su capacidad máxima de

transporte.

La red está modelada mediante un flujo de cargas linealizado en corriente

continua (DC) incluyendo las pérdidas en forma aproximada. Estas pérdidas se

modelan como dos cargas iguales en los extremos de la línea.

6.1.2 Función objetivo y restricciones

La función objetivo a optimizar está dada por el costo variable total que

corresponde a la suma de los costos de explotación de cada escenario, para todos los

niveles de carga y estaciones. Esta función se define como un problema de

optimización de programación lineal, sujeto a un conjunto de restricciones lineales.

El costo variable de explotación para un escenario de duración unitaria es

la suma de los siguientes componentes:

- Costos variables de generación térmica lineales.

- Costo de generación hidráulica de emergencia.

- Costo de potencia no suministrada.

- Penalizaciones por exceso y defecto en los intercambios de potencia

definidos en contratos.

Page 127: despacho economico

114

- Penalizaciones por transmisiones sobre el límite de seguridad de las

líneas.

Las restricciones que contempla el modelo son:

- Balance de energía para cada nodo del sistema.

- Balance total de energía para el sistema en su conjunto.

- Límites de generación.

- Límites físicos de la potencia no suministrada por nodo.

- Límite de capacidad para cada línea de la red.

- Cumplimiento de los intercambios de potencia programados en contratos.

Finalmente, el precio spot de la potencia demandada en un nodo se

define como el costo marginal a corto plazo de su suministro. En cada nodo indica el

costo asociado a un incremento en su demanda. Se calcula a partir de la información

obtenida de la solución óptima del problema de optimización anteriormente

señalado.

La expresión del precio spot en cada nodo i está dada por39:

[ ]

i

i d

nExplotació de Variable Costo

¶¶

=r

39 Formulado por Schweppe [20]

Page 128: despacho economico

115

donde:

di : demanda en el nodo i.

ri : precio spot en nodo i.

La obtención del precio spot (ri) por parte de Juanac, equivale a la

combinación de algunos componentes marginales de la modelación propuesta por

Schweppe y presentada en el capítulo Nº2 de este trabajo. En la optimización del

problema, se obtienen todas las variables duales asociadas a las restricciones a las

que está sujeta la función objetivo; sin embargo, el precio spot combina

principalmente tres de estas variables:

- Variable que se asocia al balance de energía en cada nodo.

- Variable que se asocia al balance total de energía para el sistema.

- Variable que se asocia a los límites físicos de la potencia de falla para

cada nodo.

De acuerdo a lo revisado en el capítulo Nº2, la variable dual asociada al

balance de energía del sistema sin considerar pérdidas es l(t); las pérdidas están

asociadas a hL,k(t); la calidad del suministro de la generación a gQS(t), y hQS,k(t) está

asociado a la restricción de capacidad de las líneas del sistema. Por otra parte, como

Juanac es un modelo práctico de cálculo de los precios spot, su formulación no es

igual a la propuesta en los modelos teóricos. De hecho, este modelo considera estas

restricciones en forma aproximada y en el caso de las variables, éstas están

relacionadas específicamente al balance de energía considerando conjuntamente las

pérdidas y están asociadas a la calidad de suministro de la generación. En el caso de

las restricciones sobre las líneas de transmisión, las penalizaciones se incluyen en la

función de costos a optimizar.

Page 129: despacho economico

116

En resumen, si bien en Juanac no se emplean todos los componentes

marginales teóricos propuestos por Schweppe, la determinación del precio spot

consta de la combinación de varios de estos términos.

6.2 Formulación en base a Juanac de un Modelo para el SIC en Chile

El estudio formulado contempla un análisis de la operación futura del

sistema, tomando en consideración 40 hidrologías, 12 meses y cinco bloques de

carga para cada mes. Para la formulación de las simulaciones con Juanac, fue

necesario contar con datos que describieran el sistema eléctrico chileno para el año

en estudio, para lo cual, además de información del parque generador previsto, se

requirió de las siguientes características del SIC:

- Demanda (MW) para cada nodo, año y mes considerado en la

modelación.

- Número de bloques de carga, la duración (hr) de cada uno de ellos para

los distintos meses, y la respectiva demanda (MW) para cada uno de los

bloques.

- Grupos térmicos y sus unidades para cada uno de los nodos.

- Grupos hidráulicos para cada uno de los nodos, tanto de pasada como de

embalse.

- Valores de potencia (MW) máxima y mínima de cada central hidráulica y

térmica.

- Valores de potencia (MW) programada cada central hidráulica.

- Costos variables (mills/KWh) de la generación térmica.

- Costos de falla (mills/KWh) para cada nodo por la potencia no

Page 130: despacho economico

117

suministrada.

- Potencia (MW) base del sistema.

- Impedancia serie para cada tramo considerado en el estudio, es decir,

resistencia (R) y reactancia (X) (valores en p.u.).

- Capacidad (MW) máxima de transferencia para cada tramo.

Los antecedentes del sistema que se utilizaron para la realización del

estudio, se obtuvieron principalmente de Informes Técnicos Definitivos de fijación

de precios de nudo de la Comisión Nacional de Energía, de información utilizada por

el CDEC-SIC, y de datos disponibles en la Universidad Católica de Chile.

Particularmente importante en el análisis, son las proyecciones de crecimiento de la

demanda realizadas por la CNE, así como el plan de obras determinado por ella

según se indica en el Anexo C40.

Se analizó condiciones de oferta y demanda proyectadas para el período

1999/200041. Para la modelación se consideró una red simplificada de 20 nodos, con

un total de 15 centrales térmicas, 10 centrales hidráulicas de regulación y 21

centrales hidráulicas de pasada, que se detallan a continuación:

40Anexo C: Datos Numéricos de la Modelación, pp. 207

41 Abril de 1999 a Marzo de 2000.

Page 131: despacho economico

118

Tabla 6.1: Centrales consideradas en el estudio

CENTRAL TÉRMICA CENTRALHIDRÁULICA

DEREGULACIÓN

CENTRALHIDRÁULICA

DE PASADA

TG Diego de Almagro

Guacolda

Huasco Vapor

TG Huasco

TG El Indio

Ventanas

San Isidro

Nehuenco

Laguna Verde

Renca

Nueva Renca

Energía Verde

Celco

Bocamina

Petropower

Los Molles

Rapel

Sauzal

Sauzalito

Pehuenche

Colbún

El Toro

Antuco

Pangue

Canutillar

Los Quilos

Aconcagua

El Sauce

Volcán

Queltehues

Florida

Los Morros

Maitencillo

Alfalfal

San Ignacio

Curillinque

Cipreses

Isla

Loma Alta

Mampil

Rucúe

Peuchén

Abanico

Pullinque

Capullo

Pilmaiquén

A grandes rasgos, el estudio considera la creación de un Caso Base que

será tomado como punto inicial, a partir del cual se determinarán los casos con los

que se evaluará el impacto de las restricciones de transmisión. Básicamente, se

modelarán dos casos para cumplir los objetivos que ya fueron señalados: caso

restringido y caso no restringido, cada uno de los cuales serán explicados más

adelante.

Page 132: despacho economico

119

6.2.1 Caso base no restringido

Como datos de entrada se utilizan los resultados obtenidos por el modelo

OMSIC, el cual, mediante un despacho uninodal (nodo Santiago) y uniembalse

(embalse Laja) del parque generador, obtiene las generaciones mensuales por

condición hidrológica de las centrales hidráulicas consideradas en el estudio para el

período 1999/2000. Una vez conocidos estos datos, a través de Juanac se realiza un

despacho óptimo multinodal del parque generador, con el que se obtiene el perfil de

generación de cada central y los flujos por las líneas del sistema.

Para lograr una representación del sistema de transmisión que permita

evaluar su comportamiento, se consideró necesario realizar algunas simplificaciones:

- El modelo OMSIC entrega datos mensuales, por lo que se decidió ajustar

el despacho inicial de generación hidráulica entregada por éste, para

lograr una representación con 5 bloques de demanda mensual, y obtener

un llenado inicial de la curva de carga.

- Representar y corregir condiciones de vertimiento en el sistema a partir

de las energías determinadas por el OMSIC, con el fin de obtener un

nuevo llenado de la curva de carga, que constituirá el caso base de las

simulaciones.

- Aproximar la operación de las centrales reguladoras del sistema.

- Aproximar la modelación de las centrales hidráulicas presentes en el

sistema.

Page 133: despacho economico

120

Cada una de estas simplificaciones, requeridas por la forma de

modelación del Juanac, se detallan a continuación:

a) Llenado inicial de Curva de Carga

En forma general, se distinguen tres tipos de centrales: centrales

hidráulicas de pasada, cuyas generaciones dependen de la hidrología y no regulan o

tienen una regulación muy pequeña; centrales hidráulicas con una regulación

importante y que pueden traspasar energía de un período a otro; y centrales térmicas.

Para esta modelación se suponen conocidas las matrices de energía

generable de las centrales hidráulicas de pasada y las de embalse, resultado que es

entregado por el despacho que realiza el modelo OMSIC. Dentro de los datos con los

que se cuenta figuran aquellos correspondiente al complejo Laja para el año en

estudio, para una cota específica y para cada una de las 40 hidrologías y 12 meses; y

a los datos del resto de las centrales de pasada y de regulación. El lago Laja, y sus

centrales El Toro y Antuco, se diferencia del resto de las centrales de regulación por

su regulación anual y porque posee una capacidad de almacenamiento de 6819 GWh;

el resto de las centrales de embalse se caracteriza por una regulación estacional y

capacidades de almacenamiento mucho menores. Por lo tanto, dado el tamaño del

lago Laja, es importante utilizar correctamente la energía que tiene almacenada.

Después de considerar la energía las centrales hidráulicas, se debe

considerar la potencia máxima de las centrales que regulan por mes, y se debe

incorporar aquellos datos relacionados con el consumo de energía para el año en

estudio, factores de repartición de carga mensual, duración y repartición de energía

de cada uno de los bloques de carga, y finalmente, aquellos factores de repartición de

carga para cada uno de los nodos del sistema.

Page 134: despacho economico

121

Con estos datos se hace un llenado de la curva de carga en forma manual,

sin haber utilizado el programa Juanac, agotando la energía despachada por el

OMSIC y considerando las restricciones de demanda y potencia máxima de aquellas

centrales que regulan. La metodología empleada se puede observar en el siguiente

diagrama:

Energía y Pmax

Centrales del Laja

Potencia Constante

Centrales PasadaInput:

Datos Demanda

Potencia Máxima

Centrales Térmicas

Energía y Pmax

Centrales de Embalse

Input:

Datos de Centrales

Cálculo de energías y potencias

Centrales de Regulación

Output:

Llenado manual de la

Curva de Carga

FIN

Figura 6.1: Metodología para el llenado inicial de la curva de carga

Page 135: despacho economico

122

La potencia entregada por las centrales hidráulicas de pasada se mantiene

constante para los 5 bloques del mes e hidrología en estudio. Sin embargo, para el

resto de las centrales hidráulicas de regulación (considerando las centrales del Laja),

es necesario considerar restricciones asociadas a la potencia máxima que pueden

entregar.

Por lo tanto, si la energía de un bloque determinado sobrepasa la potencia

máxima que podría generar la central, este excedente se desplaza al siguiente bloque,

y así sucesivamente para todos los bloques dentro del mes en estudio. Si al cabo de

los cinco bloques del mes aún hay energía sobrante, ésta no se traspasa al mes

siguiente, por lo tanto se pierde. La energía resultante de cada uno de los bloques

está asociada a la potencia programada de cada central de embalse, dada por la

duración de cada bloque.

Estos resultados se obtienen para cada bloque, mes, nodo e hidrología.

b) Vertimientos

Una vez realizado el llenado de la curva de carga en forma manual, es

necesario verificar la existencia de vertimientos en aquellos nodos con centrales de

regulación. En caso de presentarse esta condición, se hace indispensable una

corrección del llenado original de la curva de carga, destinando esa energía vertida

hacia aquellos bloques en los cuales se utiliza más energía térmica que la óptima para

el sistema y que, por lo tanto, se pueden llenar con este excedente de energía. Para

esto se utilizó un algoritmo como el que se muestra en la Figura 6.2:

Page 136: despacho economico

123

Input:

Llenado inicial de la Curva de Carga

Correr JUANAC

" hidro, mes y bloque

Redespachar Centrales y

obtener el resultado

Comparación de llenado inicial

de la curva de carga con

resultados de redespacho

¿ Pjuanac < Pmanual?

Traspasar

Energía Vertida

Nuevo llenado de

Curva de CargaFIN

Imprimir Output:

llenado final de curva de carga

correspondiente al Caso Base

Existe Vertimiento

SÍ NO

No hay Vertimiento

Figura 6.2: Diagrama de vertimientos

Esto quiere decir que:

� Con los datos resultantes del llenado inicial de la curva de carga inicial, se hacen

corridas con el Juanac con el fin de obtener un despacho de las centrales, y a la

vez, determinar en qué nodos y centrales de regulación se producen vertimientos

de energía.

Page 137: despacho economico

124

� Con el fin de determinar estos vertimientos, se compara el llenado inicial de la

curva de carga con los resultados obtenidos en el redespacho. Se verifica si se

cumple la siguiente condición:

Si Pjuanac < Pmanual Þ existe Vertimiento

donde:

Pjuanac : Potencia de central de regulación entregada por el redespacho

Pmanual : Potencia asignada a la central de regulación en llenado inicial de la

curva de carga.

� Cuando se detecta un vertimiento en un determinado bloque de carga, se hace un

traspaso de esa energía vertida al siguiente bloque en donde no se cumpla la

condición antes descrita. Esta operación se hace hasta que se verifique la no

existencia de vertimientos en los 4 primeros bloques de carga (en el 5º bloque se

puede producir vertimiento).

� Hecha la comparación, se determina un nuevo llenado de la curva de carga y se

hace un nuevo redespacho con Juanac. Este proceso es iterativo y termina cuando

se determina el llenado final de la curva de carga, en donde ya no se registran

vertimientos en los 4 primeros bloques. Corresponde al Caso Base no restringido.

6.2.2 Caso restringido

Obtenido el caso base no restringido, se realiza un nuevo redespacho con

el programa Juanac para todas las hidrologías, meses y bloques de carga

considerando restricciones de capacidad en algunos tramos en 220KV. Se concentró

Page 138: despacho economico

125

el análisis en sólo algunos tramos del SIC identificados como problemáticos42 en la

zona entre Charrúa y Alto Jahuel, y en el norte del sistema. La Tabla 6.2 indica las

capacidades máximas que se consideraron para los tramos restringidos. Ellos son

valores aproximados a los utilizados en la actualidad por el CDEC-SIC en la

operación del sistema y responden a restricciones de estabilidad y seguridad del

sistema. Aunque estos valores pueden evolucionar en el tiempo, dependiendo de las

condiciones de operación futura, en este trabajo se los supuso constante, lo que

corresponde a una aproximación, suficiente para los efectos de esta investigación.

Tabla 6.2: Tramos del SIC en 220KV con restricciones de transmisión

TRAMO CAPACIDADMÁXIMA

IN OUT (MW)

Cardones Maitencillo 290

Pan de Azúcar San Isidro 350

San Isidro Polpaico 450

Alto Jahuel Ancoa 1150

Charrúa Ancoa 600

El modelo Juanac realiza el cálculo de los ingresos marginales (IM)

sobre cada tramo analizado, considerando el flujo de potencia que circula por la

línea, las pérdidas de transmisión de la misma, y los precios spot en cada uno de los

nodos del tramo. El cálculo de los ingresos marginales se realiza de acuerdo a lo

siguiente:

( )ijijjijiji

PspotFlujoPspotPerdFlujoIM ´-´-=,,,,

donde:

Flujo i,j : flujo de potencia en el tramo i-j

42Ver capítulo Nº5, punto 5.2.2

Page 139: despacho economico

126

Perd i,j : pérdidas en el tramo i-j

Pspot i : precio spot en el nodo i

Pspot j : precio spot en el nodo j

En esta modelación el nodo i corresponde al nodo en el cual se realiza la

inyección de potencia, y el nodo j corresponde a aquel en donde se realiza el retiro de

la potencia. Los precios spot se diferencian no sólo por las pérdidas marginales, sino

que por la congestión que puede presentarse en el tramo i-j.

6.3 Resultados y Análisis de las Simulaciones

La información resultante de los flujos de potencia activa fue clasificada

en orden decreciente para cada uno de los cinco bloques de carga de los 12 meses

comprendidos en el estudio. De esta forma, fue posible apreciar con mayor claridad

la fracción de tiempo en que los flujos fluyen en un sentido u otro. Además, en las

simulaciones se trabajó con tres clases hidrológicas: húmeda, media y seca.

Por convención se consideró que los flujos tienen un signo o sentido

positivo cuando circulan desde el nodo definido como de entrada hasta el nodo

definido como de salida. Por ejemplo, para el tramo Charrúa-Ancoa, el flujo tiene

signo positivo si va desde el nodo Charrúa hasta el nodo Ancoa, y signo negativo si

va en sentido contrario.

De las simulaciones se determinó que los cinco tramos estudiados

alcanzaron los límites establecidos en distintas hidrologías, lo que se resume a

continuación.

Page 140: despacho economico

127

Tabla 6.3: Congestión en tramos restringidos e hidrologías

TRAMO CAPACIDAD TRAMO

(MW)

HIDROLOGÍA

CON CONGESTIÓN

SENTIDO

FLUJO

Cardones � Maitencillo 290 Seca, Media, Húmeda Negativo

Pan de Azúcar - San Isidro 350 Seca, Media, Húmeda Negativo

San Isidro - Polpaico 450 Seca, Media, Húmeda Ambos

Alto Jahuel - Ancoa 1.150 Seca Negativo

Charrúa - Ancoa 600 Seca, Media, Húmeda Ambos

Como ya se ha explicado en los capítulos preliminares, si se comparan

los costos marginales entre el nodo de entrada y el de salida de un mismo tramo,

éstos se diferencian por las pérdidas marginales existentes en la línea. Sin embargo,

si ésta presenta saturación de la capacidad máxima transitable de potencia, los costos

agregan una componente adicional dada por la congestión en el tramo. De esta

forma, las diferencias que se presentan entre ambos nodos son mayores, dados los

costos por congestión de la línea. Económicamente, se produce un desacoplamiento

del sistema entre ambos extremos de la línea al existir costos marginales muy

distintos entre sí.

Por lo tanto, los costos marginales en cada nodo deben incluir costos

operacionales de generación y pérdidas eléctricas, así como también una componente

por congestión en la transmisión.

El impacto de la congestión en los distintos tramos se refleja básicamente

en los ingresos marginales percibidos por cada línea, ya que al existir saturación de

la misma, estos ingresos aumentan considerablemente durante el período en que

permanece activa esta restricción.

Las simulaciones realizadas permiten ilustrar el impacto de la congestión

en los cinco tramos del SIC estudiados. Los resultados se ilustrarán a continuación en

forma gráfica, ordenando los flujos de potencia de mayor a menor, con los ingresos

marginales graficados en el mismo orden de los flujos. Esto permite relacionar la

Page 141: despacho economico

128

magnitud de los flujos con los valores de los ingresos marginales. Los resultados se

dividieron de acuerdo a su clase hidrológica con el fin de presentar resultados

característicos de cada una de ellas. Respecto de los resultados obtenidos para el caso

no restringido, éstos se usaron para realizar una comparación entre los dos casos

estudiados.

Con el objeto de comparar cuantitativamente los ingresos marginales

entre un caso y otro, se calculó para cada clase hidrológica y tramo los siguientes

valores: Ingreso Marginal Promedio Anual e Ingreso Marginal Promedio del Período

Congestionado. El primero de ellos es el promedio anual de los ingresos marginales

para todo el período de la simulación, es decir, los doce meses y cinco bloques de

carga en cada uno de ellos; y el segundo cálculo corresponde al ingreso promedio

que percibe el tramo solamente en las horas en que está saturado.

Page 142: despacho economico

129

a) Tramo Cardones - Maitencillo

En las tres clases hidrológicas existen problemas de capacidad en el

tramo. Los ingresos marginales difieren bastante del caso en el que no existe

restricción de transmisión, ya que la diferencia alcanzada entre los ingresos

promedios anuales del caso restringido y caso no restringido son 19, 17 y 14 veces

mayores para la hidrología húmeda, media y seca, respectivamente. Evidentemente,

el ingreso promedio percibido en el período en que se presenta la congestión es aún

mayor que en el caso en que no hay problemas de este tipo.

Flujo Ca so re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Ca rdone s-Ma ite ncillo

-300

-200

-100

0

Ho ras

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo

0

5000

10000

15000

20000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujo Caso re stringido Hidro Media :

Tramo Ca rdone s-Ma ite ncillo

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Me dia :

Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo

0

5000

10000

15000

20000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujo Caso re stringido Hidro Seca :

Tramo Ca rdone s-Ma ite ncillo

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Seca :

Tram o Ca rdones-Ma ite ncillo

0

5000

10000

15000

20000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Figura 6.3: Resultados tramo Cardones-Maitencillo

Page 143: despacho economico

130

b) Tramo Pan de Azúcar - San Isidro

De acuerdo a los resultados, este tramo resulta ser uno de los conflictivos

del sistema, puesto que un porcentaje importante del año presenta problemas de

saturación de su capacidad de transmisión y además en todas sus clases hidrológicas.

Tomando en consideración solamente el período que permanece congestionado se

tiene que los ingresos promedio que percibe en las hidrologías húmeda, media y seca

son de 1.234(US$/Hr), 1.232(US$/Hr) y 1.213(US$/Hr) respectivamente. Estos

valores difieren de aquellos obtenidos para el caso sin restricción en

aproximadamente un 30%.

Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tramo Pan de Azúca r-San Isidro

-400

-300

-200

-100

0

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro

0

500

1000

1500

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :

Tramo Pan de Azúca r-San Isidro

-400

-300

-200

-100

0

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Me dia :

Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro

0

500

1000

1500

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Seca :

Tramo Pan de Azúca r-San Isidro

-400

-300

-200

-100

0

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Seca :

Tram o Pa n de Azúca r-Sa n Isidro

0

500

1000

1500

Horas

IM(U

S$/H

r)

Figura 6.4: Resultados tramo Pan de Azúcar-San Isidro

Page 144: despacho economico

131

c) Tramo San Isidro - Polpaico

Este tramo también está congestionado una fracción importante del

tiempo, observándose saturación de la capacidad de la línea en ambos sentidos, lo

que indica un uso importante de este tramo en el sistema eléctrico. Las diferencias en

sus ingresos marginales entre el caso restringido y el caso sin limitaciones son

importantes para las tres clases hidrológicas estudiadas.

Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tramo San Isidro-Polpa ico

-600

-400

-200

0

200

400

600

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Sa n Isidro-Polpa ico

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :

Tramo San Isidro-Polpa ico

-600

-400

-200

0

200

400

600

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Me dia :

Tram o Sa n Isidro-Polpa ico

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Seca :

Tramo San Isidro-Polpa ico

-600

-400

-200

0

200

400

600

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Seca :

Tram o Sa n Isidro-Polpa ico

0

20000

40000

60000

80000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Figura 6.5: Resultados tramo San Isidro-Polpaico (las escalas del IM en las tres

hidrologías son distintas)

Page 145: despacho economico

132

d) Tramo Alto Jahuel - Ancoa

Tanto para la hidrología húmeda como la media no se presentaron

problemas de saturación en el tramo, por lo que los ingresos marginales para las dos

hidrologías sólo reflejan las pérdidas marginales en el tramo, con valores promedios

anuales de 62(US$/Hr) y 90(US$/Hr) respectivamente. Sin embargo, para la

hidrología seca se presentaron problemas de congestión durante algunas horas y el

ingreso marginal creció significativamente para el período en que se mantuvo la

saturación. El ingreso marginal promedio para el período congestionado alcanzó un

valor de 13.390(US$/Hr), en contraposición con 268(US$/Hr) que corresponde al

valor promedio alcanzado en caso de no existir congestión.

IM Ca so re stringido Hidro Húm eda :

Tramo Alto Jahue l-Ancoa

0

50

100

150

200

250

300

Horas

IM(U

S$/H

r)

IM Caso re stringido Hidro Media :

Tram o Alto Jahue l-Ancoa

0

100

200

300

400

Ho ras

IM(U

S$/Hr)

IM Ca so re stringido Hidro Seca :

Tramo Alto Jahue l-Ancoa

0

5000

10000

15000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Me dia :

Tramo Alto Ja hue l-Ancoa

-1500

-1000

-500

0

500

Horas

Flu

jo(M

W)

Flujos Caso re stringido Hidro Seca :

Tram o Alto Ja hue l-Ancoa

-1500

-1000

-500

0

500

Horas

Flu

jo(M

W)

Flujos Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Alto Ja hue l-Ancoa

-1500

-1000

-500

0

500

Horas

Flu

jo(M

W)

Figura 6.6: Resultados tramo Alto Jahuel-Ancoa (la escala del IM en las tres

hidrologías es distinta)

Page 146: despacho economico

133

e) Tramo Charrúa - Ancoa

En este tramo nuevamente hay congestión en las tres clases hidrológicas,

y el desacoplamiento económico del sistema es claro según se observa en los

gráficos. Los ingresos marginales promedio en las horas en que existe congestión son

de 6.325(US$/Hr), 6.671(US$/Hr) y 9.713(US$/Hr) para las hidrologías húmeda,

media y seca respectivamente. Estos ingresos difieren bastante si se comparan con

aquellos que se obtienen en caso de no existir limitaciones de capacidad. Los valores

que se obtuvieron para el caso no restringido según las mismas clases hidrológicas

fueron de 346(US$/Hr), 350(US$/Hr) y 455(US$/Hr) respectivamente.

Flujos Caso re stringido Hidro Húmeda :

Tramo Cha rrúa -Ancoa

-1000

-500

0

500

1000

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Húm eda :

Tram o Cha rrúa -Ancoa

0

5000

10000

15000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Media :

Tramo Cha rrúa -Ancoa

-1000

-500

0

500

1000

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Me dia :

Tram o Cha rrúa -Ancoa

0

10000

20000

30000

40000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Flujos Caso re stringido Hidro Se ca :

Tramo Cha rrúa -Ancoa

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Horas

Flu

jo(M

W)

IM Caso re stringido Hidro Seca :

Tram o Cha rrúa -Ancoa

0

20000

40000

60000

80000

100000

Horas

IM(U

S$/H

r)

Figura 6.7: Resultados tramo Charrúa-Ancoa (la escala del IM en las tres

hidrologías es distinta)

Page 147: despacho economico

134

Para ilustrar mejor los resultados, en la siguiente tabla se muestra el

Ingreso Marginal Promedio para el Período Congestionado en cada uno de los tramos

estudiados y de acuerdo a las tres clases hidrológicas. Se muestran los valores que se

obtuvieron para el caso congestionado y aquellos valores para el caso no

congestionado. En el caso no congestionado, se evaluaron los ingresos marginales en

las mismas horas en que se presentó congestión en el otro caso.

Tabla 6.4: Ingreso marginal promedio para el período congestionado

TRAMO HIDROLOGÍA CASO CONGESTIONADO

(US$/HR)

CASO SIN CONGESTIÓN

(US$/HR)

Cardones - Maitencillo Hum 18.329 247

Med 18.283 247

Sec 18.275 250

Pan de Azúcar - San Isidro Hum 1.234 957

Med 1.232 986

Sec 1.213 971

San Isidro - Polpaico Hum 15.162 323

Med 28.999 712

Sec 47.752 1.208

Alto Jahuel - Ancoa Hum No Hay Congestión

Med No Hay Congestión

Sec 13.390 268

Charrúa - Ancoa Hum 6.325 346

Med 6.671 350

Sec 9.713 455

Page 148: despacho economico

135

En forma adicional, los resultados obtenidos para el Ingreso Marginal

Promedio Anual por tramo se presentan en la Tabla 6.5:

Tabla 6.5: Ingreso marginal promedio anual

TRAMO HIDROLOGÍA CASO CONGESTIONADO

(US$/HR)

CASO SIN CONGESTIÓN

(US$/HR)

Cardones - Maitencillo Húmeda 3.680 182

Media 3.676 200

Seca 3.613 238

Pan de Azúcar - San Isidro Húmeda 964 760

Media 789 644

Seca 619 519

San Isidro - Polpaico Húmeda 6.630 175

Media 9.544 283

Seca 15.922 455

Alto Jahuel - Ancoa Húmeda 62 127

Media 90 128

Seca 151 140

Charrúa - Ancoa Húmeda 1.493 181

Media 2.437 208

Seca 4.383 280

Como se observa en la dos tablas presentadas, la incidencia de la

congestión sobre los ingresos marginales por tramos es importante, y en tramos

como Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y San Isidro-Polpaico, la diferencia

entre el caso restringido y el no restringido supera ampliamente el ingreso marginal

que sólo considera las pérdidas en el caso no congestionado.

Por otro lado, al graficar las mismas diferencias en los ingresos

marginales entre el caso restringido y el caso no restringido, se puede observar más

claramente el efecto de la congestión en los distintos tramos estudiados. El

ordenamiento que se siguió en los gráficos fue el mismo que el adoptado para los

flujos de potencia para el caso restringido, es decir, los ingresos marginales de ambos

Page 149: despacho economico

136

casos se ordenaron según el orden de los flujos del caso restringido y luego se

calculó la diferencia marginal entre estos dos valores.

Los resultados obtenidos para cada una de las clases hidrológicas

estudiadas, se muestran en las siguientes figuras43:

a) Tramo Cardones-Maitencillo

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro Húm e da , Tram o Ca rdone s-Ma ite n cil lo

-5000

0

5000

10000

15000

20000

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro Me dia , Tram o Ca rdon e s-M a ite n cil lo

-5000

0

5000

10000

15000

20000

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro S e ca , T ram o Ca rdon e s-Ma ite n ci l lo

-5000

0

5000

10000

15000

20000

Ho ras

US$/Hr

Figura 6.8: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Cardones-Maitencillo

43Prestar atención a la escala de unidades en el tramo Alto Jahuel - Ancoa.

Page 150: despacho economico

137

b) Tramo Pan de Azúcar-San Isidro

Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido

Hidro Húmeda , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro

-400

-200

0

200

400

600

800

Ho ras

US$/Hr

Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido

Hidro M edia , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro

-1000

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Ho ras

US$/Hr

Dife re ncia IM Casos re strin gido y no re strin gido

Hidro Seca , Tramo Pan de Azúcar_San Isidro

-800

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

Ho ras

US$/Hr

Figura 6.9: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Pan de Azúcar-San Isidro

Page 151: despacho economico

138

c) Tramo San Isidro-Polpaico

Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido

Hid ro Húm eda , Tram o Sa n Isidro -Po lpa ico

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido

Hid ro Me dia , T ram o San Isid ro-Polpa ico

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Casos re string ido y no re strin gido

Hid ro S e ca , Tram o Sa n Isidro -Po lpa ico

-10000

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

Ho ras

US$/Hr

Figura 6.10: Diferencias de Ingresos Marginales tramo San Isidro-Polpaico

Page 152: despacho economico

139

d) Tramo Alto Jahuel-Ancoa

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro Húm e da , Tram o A lto Ja h ue l -An coa

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro Me dia , Tram o A lto Ja h ue l -A ncoa

-300

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

Ho ras

US$/Hr

Dife re n cia IM Ca sos re strin g ido y no re string ido

Hidro S e ca , T ram o A lto Ja hu e l-A n coa

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Ho ras

US$/Hr

Figura 6.11: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Alto Jahuel-Ancoa

Page 153: despacho economico

140

e) Tramo Charrúa-Ancoa

Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido

Hidro Húm eda , Tram o Cha rrúa -Ancoa

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Horas

US$/Hr

Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido

Hidro Húm eda , Tram o Cha rrúa -Ancoa

-2000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

Horas

US$/Hr

Dife re ncia IM Casos re string ido y no re stringido

Hidro Se ca , Tram o Cha rrúa -Ancoa

-20000

0

20000

40000

60000

80000

100000

Horas

US$/Hr

Figura 6.12: Diferencias de Ingresos Marginales tramo Charrúa-Ancoa

Luego de la evaluación cuantitativa del impacto de las restricciones de

transmisión sobre el SIC, es interesante comparar los valores de los ingresos

marginales del caso restringido con los valores del AVNR más el COYM44 de los

44 Los valores del AVNR más COYM, publicados por Transelec [29], están expresados

en dólares observados del 30/06/95, mientras que los IM están en dólares observados del 01/07/96.

Por tal razón, los AVNR más COYM han sido indexados al 01/07/96 tomando en cuenta el índice de

precios al consumidor (IPC) y la tasa de cambio (TC) del dólar observado a ese día.

Page 154: despacho economico

141

tramos analizados en las simulaciones. La comparación realizada entre el IM y el

AVNR más COYM es importante de hacer con el fin de determinar el porcentaje

sobre los costos de transmisión que son cubiertos por los ingresos marginales.

Como ya se mencionó, la representación del sistema de transmisión

modelado en Juanac para el período 1999/2000 es un reflejo aproximado de la

realidad, no comprende ampliaciones que las empresas pudieran hacer con el fin de

minimizar los efectos producidos por la congestión prevista en las simulaciones ni

aquellas proyectadas por Transelec. Por lo tanto, la valorización del VNR que se

hace en este trabajo sólo corresponde a tramos del sistema de transmisión explotados

por Transelec al año 1995.

Como se explicara anteriormente, de las simulaciones se obtuvo para

cada tramo el Ingreso Marginal por hora para las 40 hidrologías, 12 meses y 5

bloques de carga considerados en este estudio. Para la obtención del IM total anual

por tramo, se hizo el siguiente cálculo:

8760876040

_

40

1

12

1

5

1

,,,

´

÷÷÷÷÷

ø

ö

ççççç

è

æ

´

´

=å å å

= = =hidro mes bloque

bloquemesbloquemeshidro

tramo

HorasIM

AnualIM

donde:

IM_Anual tramo: Ingreso marginal total anual de un tramo

específico (kUS$).

IM hidro,mes,bloque: Ingreso marginal de una hidrología, mes y bloque

de carga (US$/Hr).

Page 155: despacho economico

142

Horas mes,bloque: Horas de un mes y bloque de carga45 (Hr).

Adicionalmente, y como se muestra en el próximo capítulo, se hizo el

cálculo de los Ingresos Marginales para cada una de las clases hidrológicas. Para

esto, se clasificó cada IM de acuerdo a su clase y la obtención del IM anual por

tramo y clase se realizó de acuerdo a la siguiente fórmula:

8760

8760

_1413

1

1413

1

12

1

5

1

,,,

÷÷÷÷÷

ø

ö

ççççç

è

æ´

=

å

å å å

=

= = =

ó

clase

ó

clase mes bloque

bloquemesbloquemesclase

clasetramo

HorasIM

AnualIM

donde:

IM_Anual tramo,clase : Ingreso marginal total anual de un tramo y

clase hidrológica (kUS$).

IM clase,mes,bloque: Ingreso marginal de una clase hidrológica, mes y

bloque de carga (US$/Hr).

Horas mes,bloque: Horas de un mes y bloque de carga (Hr).

Es interesante poder separar en el Ingreso Marginal anual la fracción

producida por las pérdidas marginales y la fracción producida por la congestión en el

tramo analizado. Ante lo no disponibilidad en este trabajo de una herramienta que

realizara esta separación, se adoptó una simplificación muy gruesa al respecto

considerando como referencia el punto de operación del caso con congestión.

45Anualmente las horas consideradas en el estudio fue de 8760 horas.

Page 156: despacho economico

143

Se analizó la magnitud de los flujos de potencia y, como se resumió en

los gráficos ya presentados, cuando se alcanza el límite en las líneas, el valor final de

los IM aumenta significativamente. Al instante previo de alcanzar los límites, el

valor de los IM es mucho menor que el valor bajo congestión, ya que sólo refleja las

pérdidas marginales. Por lo tanto, para separar ambos componentes se asoció el IM

por pérdidas a ese valor observado en el instante previo, y el IM por congestión se

calculó como la diferencia entre el IM total anual y el IM por pérdidas:

tramotramotramopérdidasAnualIMAnualIMcongestiónAnualIM __ _ -=

Como Juanac sólo calcula el valor total del IM anual por tramo, es

necesaria una herramienta que calcule el componente del IM producido por las

pérdidas, de forma de obtener resultados más certeros y precisos para cada uno de los

componentes.

En la Tabla 6.6 se resumen los valores del AVNR más COYM, el

Ingreso Marginal total anual por tramo (IM_Anualtramo), y los componentes por

pérdidas y congestión del IM obtenidos.

Tabla 6.6: Comparación entre AVNR más COYM e ingreso marginal

TRAMOS

CONGESTIONADOS

AVNR+COYM

(KUS$ ANUAL)

IM PÉRDIDAS

(KUS$ ANUAL)

IM CONGESTIÓN

(KUS$ ANUAL)

IM TOTAL

(KUS$ ANUAL)

Cardones-Maitencillo 2.107 1.521 30.515 32.036

Pan de Azúcar-San Isidro 8.506 3.896 3.031 6.927

San Isidro-Polpaico 1.813 710 92.757 93.466

Alto Jahuel-Ancoa 29.182 804 77 881

Charrúa-Ancoa 5.268 1.305 22.898 24.203

Como se observa, existen tres tramos en donde los ingresos marginales

son mayores que sus valorizaciones. La fracción del IM producida por la congestión

en los otros dos tramos es tan importante como aquella producida por las pérdidas.

Page 157: despacho economico

144

En la Tabla 6.7 se indica la diferencia cuantitativa entre el AVNR más

COYM y el ingreso marginal obtenido por las simulaciones para el caso restringido:

Tabla 6.7: Diferencia entre AVNR+COYM e ingreso marginal

TRAMOS

CONGESTIONADOS

AVNR+COYM-IM TOTAL

(KUS$ ANUAL)

Cardones-Maitencillo -29.928

Pan de Azúcar-San Isidro 1.579

San Isidro-Polpaico -91.654

Alto Jahuel-Ancoa 28.302

Charrúa-Ancoa -18.935

Finalmente, en la Tabla 6.8, se determinó el porcentaje del AVNR más

COYM que es cubierto por el ingreso marginal:

Tabla 6.8: Porcentaje de IM sobre AVNR+COYM

TRAMOS

CONGESTIONADOS

IM PÉRDIDAS

(%)

IM CONGESTIÓN

(%)

IM TOTAL

(%)

Cardones-Maitencillo 72,2 1.448,0 1.520,1

Pan de Azúcar-San Isidro 45,8 35,6 81,4

San Isidro-Polpaico 39,2 5.117,8 5.156,9

Alto Jahuel-Ancoa 2,8 0,3 3,0

Charrúa-Ancoa 24,8 434,7 459,4

En los tramos Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y San Isidro-

Polpaico, el ingreso marginal percibido es muy alto y es equivalente al valor del

AVNR más COYM en 15, 4 y 51 veces, respectivamente.

Como ya fuera advertido, las simplificaciones y supuestos que se

adoptaron en este estudio pueden conducir a un despacho con soluciones no

necesariamente en el óptimo. Por ende, se debe tener cuidado en extrapolar las

conclusiones del estudio a la realidad futura del SIC.

Page 158: despacho economico

145

VII. CONTRATOS POR CONGESTIÓN EN LA TRANSMISIÓN EN

EL SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL

Para la visualización y luego, la implementación de un modelo de

contratos por congestión, se necesita de un despacho que incluya los efectos de las

pérdidas y restricciones en el sistema de transmisión. Bajo este modelo, los

generadores reciben el precio spot en los nodos en los cuales están vendiendo su

energía, y este precio incluye los costos marginales de las pérdidas y restricciones,

según la modelación propuesta por Schweppe, y revisada en el segundo capítulo de

este trabajo. La tarificación en base a los costos de oportunidad, entrega los

elementos necesarios para acordar contratos bilaterales (entre generadores y clientes)

que distribuyan el riesgo asociado a las variaciones en los precios y proporcionen

certidumbre sobre las diferencia de los mismos.

Tomando como referencia esto, el modelo de contratos de transmisión

propuesto por Hogan y revisado en el capítulo Nº4, posee elementos claves como:

acceso a servicios esenciales, uso de la tarificación de costo marginal de corto plazo,

y protección económica proporcionada por los contratos de largo plazo.

En Chile se ha reconocido la existencia de fluctuaciones en los precios

spot, por lo que las empresas han optado por la formación de contratos de suministro

a un precio que se acuerda entre las partes, y en forma adicional, aquellas empresas

distribuidoras que tienen clientes regulados, compran la energía al precio de nudo.

Este sistema de contratos puede ser comparado con lo que en la modelación de

contratos de transmisión se ha llamado contratos de generación por diferencia, y que

constituyen un mecanismo de largo plazo para proteger a sus dueños de los riesgos

asociados a esta volatilidad. Es importante destacar que tanto en la modelación de

contratos de transmisión y el modelo chileno, las decisiones sobre el despacho

económico se hacen independientemente de lo que se establece en los contratos

financieros de largo plazo.

Page 159: despacho economico

146

En este capítulo se trata en detalle el conjunto de contratos de largo plazo

por congestión, y se analizan los elementos necesarios para la implementación de

este modelo de contratos en el SIC, como los agentes que debieran participar, así

como las transacciones que están involucradas. Finalmente, se realiza un ejercicio

práctico de la implementación de estos contratos en el sistema chileno.

7. 1 Contratos por Transmisión de Largo plazo

En las siguientes secciones se describirá el modelo de contratos de

transmisión propuesto por Hogan, bajo el cual se agrupan dos tipos de contratos de

largo plazo: contratos de generación (CFD46) y de congestión en la transmisión

(TCC47). Se analizan los agentes que tienen participación en este conjunto de

contratos, así como las transacciones que se dan entre ellos. Paralelamente, se

destacan los elementos presentes en la modelación chilena que tienen características

semejantes a aquellos en la modelación de contratos de transmisión.

7.1.1 Contratos de generación, CFD

Dentro de la modelación de contratos de transmisión, el Poolco paga al

generador el precio de la energía que es suministrada por éste al mercado spot, y, por

otro lado, la vende a los consumidores al precio spot existente en ese nodo. Como en

el contrato se establece un precio fijo, cuando se produce una diferencia entre el

precio establecido en el contrato y el precio spot, se acuerda usar esta diferencia para

pagar al agente que está siendo perjudicado respecto del precio convenido en el

contrato. Aunque en el caso chileno, este tipo de contratos no funciona exactamente

como en el contrato por diferencias (CFD), el resultado neto es el mismo, ya que en

46 Contracts for Differences

47 Transmission Congestion Contracts

Page 160: despacho economico

147

ambas modelaciones siempre se paga el precio establecido en el contrato.

De acuerdo al modelo de contratos de transmisión, si se establece un

contrato de generación por una cantidad Q, a un precio PC y el precio spot es PS, y

no existen problemas de congestión, se tiene:

Tabla 7.1: Contratos de generación de Largo Plazo, si PS>PC

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta al Pool QPS -QPS Compra al Pool

Generador paga

al consumidor (CFD)

-Q(PS-PC) Q(PS-PC) Consumidor recibe

del generador (CFD)

VENTA CONTRATOCFD QPC -QPC COMPRA CONTRATOCFD

Como se muestra en la Tabla 7.1, si el precio spot es superior al precio

del contrato, el generador debe usar estas ganancias para pagar la diferencia al

consumidor, y el resultado final de la venta se realiza de acuerdo al precio de

contrato.

Tabla 7.2: Contratos de generación de Largo Plazo, si PC>PS

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta al Pool QPS -QPS Compra al Pool

Generador recibe

del consumidor (CFD)

Q(PC-PS) -Q(PC-PS) Consumidor paga

al generador (CFD)

VENTA CONTRATOCDF QPC -QPC COMPRA CONTRATOCDF

Como se resume en la Tabla 7.2, si el precio spot es inferior al precio del

contrato, el consumidor usa los ahorros para pagar la diferencia al generador, y el

resultado neto de la compra es la cantidad contratada de potencia de acuerdo a su

Page 161: despacho economico

148

precio.

Como se observa de las tablas, en ambos casos el resultado neto de las

transacciones con el pool y los agentes es siempre al precio establecido en el

contrato, resultado idéntico para el caso chileno, pero con la diferencia que en este

caso, las transacciones se realizan directamente entre las empresas contratantes y sin

la intervención del CDEC.

Sin embargo, como ya se mencionó, cuando se produce congestión en la

transmisión, el despacho económico da distintos precios de la operación de corto

plazo en los diferentes nodos del sistema, los cuales agregan el componente marginal

de la congestión. Si estos precios están basados en los costos de oportunidad, pueden

proporcionar incentivos para la realización de inversiones en la transmisión que

alivien la congestión y permitan la entrada de generadores de costo más bajo. Todos

los usuarios de la red influyen sobre las restricciones de transmisión y cada uno debe

hacer un pago parcial para compensar a quienes han adquirido el beneficio

económico de la red.

7.1.2 Contratos por congestión en la transmisión, TCC

Si se toma el mismo caso anterior y se agregan problemas de congestión,

se tienen dos precios spot diferentes para la región productora y la consumidora, es

decir: PS,Cons > PS,Gen, y el contrato de generación ya no es suficiente para compensar

las diferencias en los precios. Al igual que antes, el precio spot puede ser mayor o

menor que el precio establecido en el contrato de generación, y las transacciones que

se dan entre los generadores y consumidores tienen distintos efectos, como se puede

observar en las siguientes tablas:

Page 162: despacho economico

149

Tabla 7.3: Contrato de generación de LP, si PS>PC

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta al Pool QPS,Gen -QPS,Cons Compra al Pool

Generador paga al

consumidor (CFD)

-Q(PS,Cons-PC) Q(PS,Cons-PC) Consumidor recibe del

generador (CFD)

VENTA CONTRATOCFD QPC-Q(PS,CONS-PS,GEN) -QPC COMPRA CONTRATOCFD

El contrato por diferencias no alcanza a cubrir las diferencias producidas

por la congestión, y el generador presenta un déficit equivalente a la diferencia en los

precios spot de cada nodo extremo de la línea congestionada.

Tabla 7.4: Contrato de generación de LP, si PC>PS

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta al Pool QPS,Gen -QPS,Cons Compra al Pool

Generador recibe del

consumidor (CFD)

Q(PC-PS,Gen) -Q(PC-PS,Gen) Consumidor paga a

generador (CFD)

VENTACONTRATOCFD QPC -QPC-Q(PS,CONS-PS,GEN) COMPRACONTRATOCFD

En este caso se observa que el consumidor se ve perjudicado por la

congestión y el CFD nuevamente no es suficiente para cubrir este tipo de situación.

Como ya se explicó en el capítulo cuarto, se requiere de un mecanismo

que cubra estas diferencias y que actúe en forma paralela a los CFDs. Hogan lo ha

denominado contrato por congestión en la transmisión (TCC) desde una localidad a

otra, y actúa de la forma que se muestra en las Tabla 7.5 y 7.6:

Page 163: despacho economico

150

Tabla 7.5: Contratos de generación y transmisión de LP, si PS>PC

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta contrato CFD QPC-Q(PS,Cons-PS,Gen) -QPC Compra contrato CFD

Compensación a

generador según TCC

Q(PS,Cons-PS,Gen) - -

VENTA CONTRATOSCFD Y TCC QPC -QPC COMPRA CONTRATOCFD

Sin la existencia de estos contratos, el generador tendría un déficit. El

Poolco es el que recibe estos mayores ingresos, puesto que los generadores reciben

un precio menor del pagado por los consumidores, sin embargo, esta renta por

congestión debe ser distribuida entre aquellos agentes que adquirieron los beneficios

de los TCC, que en el caso presentado en la Tabla 7.5 correspondería al generador.

Tabla 7.6: Contratos de generación y transmisión de LP, si PC>PS

TRANSACCIONES GENERADOR CONSUMIDOR TRANSACCIONES

Venta Contrato CFD QPC -QPC-Q(PS,Cons-PS,Gen) Compra Contrato CFD

- - Q(PS,Cons-PS,Gen) Compensación a

consumidor según TCC

VENTA CONTRATOCFD QPC -QPC COMPRA CONTRATOS CFD Y TCC

En este caso es el consumidor el que presenta un déficit, y al establecer

un TCC con la empresa transmisora, éste tiene el derecho de recibir las mayores

rentas que se producen por la congestión. La combinación de los contratos de

generación y transmisión es necesaria para proteger a los participantes de las

variaciones en los precios y los riesgos que éstos conllevan.

En el caso chileno, no existe un modelo de contratos de transmisión que

cubra los mayores costos producidos por la congestión en el sistema de transmisión.

Dentro del SIC, el dueño del sistema de transmisión (Transelec) reconoce la

Page 164: despacho economico

151

existencia de estos mayores costos a través de la comparación que hace la misma

empresa entre los denominados VIRT e IT. Existe un acuerdo establecido en los

contratos entre Transelec y las empresas generadoras, respecto de las diferencias que

surgen cuando se producen problemas.

Anualmente, la empresa transmisora ha propuesto realizar

reliquidaciones respecto del Ingreso Tarifario (IT) estimado a Precio de Nudo y la

recaudación realizada por Transelec a Costo Marginal (VIRT) en cada uno de los 12

meses del año, manteniendo la prorrata respectiva del tramo para cada empresa que

haga uso de la línea.

En caso de existir diferencias entre el IT descontado y el VIRT

recaudado, el que tiene el saldo positivo hace la devolución a la otra empresa

involucrada48. Si el VIRT es menor que el IT descontado, el generador debe hacer

una reliquidación a la empresa transmisora por la cantidad faltante, y viceversa en el

caso contrario. Estas diferencias se incrementan al existir congestión en las líneas de

transmisión, puesto que al producirse un desacoplamiento de la línea, el costo

marginal en el extremo receptor es muy alto y el del otro extremo es muy bajo, con

lo que se genera un VIRT que no tiene relación alguna con la diferencia de pérdidas

marginales, y su valor por lo tanto es muy alto. Al hacer las reliquidaciones

respectivas a los generadores, se está reconociendo implícitamente que son éstos

últimos los que están siendo perjudicados por las congestiones en las líneas y por lo

tanto deben recibir estos mayores costos por congestión.

48 Esta es una negociación entre las partes que no está especificada en la ley, pero que

podría estar incluida en el contrato de peajes

Page 165: despacho economico

152

Sin embargo, esto podría ser punto de discusión si se consideran ciertos

aspectos como los siguientes:

- A la hora de determinar los responsables de tal congestión, no está claro

quienes deben recibir estos mayores ingresos y por ende, quienes deben

pagarlos. Por un lado, las empresas generadoras responsabilizan a la

empresa transmisora de manejar los límites de transmisión de sus líneas y

no hacer las inversiones necesarias para prever los problemas de

capacidad. Por otra parte, la empresa transmisora traspasa esta

responsabilidad como parte del riesgo propio de las empresas generadoras

(implícito en su negocio de generación).

- El DFL Nº1 establece que Transelec debe recibir únicamente el AVNR

más el COYM de sus instalaciones en caso de estar sometidas a peaje.

Por lo tanto, bajo este punto de vista, el IT constituye una forma de pago

marginalista de los generadores independiente de la aparición o no de

congestión en la líneas, el cual es complementado con el peaje.

- Actualmente se está discutiendo la posibilidad de implementar modelos

multinodales para el cálculo de los costos marginales, lo cual haría que el

VIRT se calcule en forma mucho más precisa reflejando todas las

operaciones reales del sistema, con hidrologías reales y otros factores

adicionales. Por otra parte, en el cálculo del Precio de Nudo la ley

reconoce sólo la existencia de pérdidas marginales. Por lo tanto, si se

implementan modelos multinodales la diferencia existente entre el VIRT

recaudado y el IT descontado se acrecentaría.

- También se podría dar el caso contrario, es decir, si se llegara a cambiar

en la ley la forma de cálculo de los precios de nudo, éstos al ser un

promedio en el tiempo de los costos marginales instantáneos, también

reconocerían el efecto de los mayores costos por congestión en el largo

Page 166: despacho economico

153

plazo y por lo tanto, la diferencia entre IT a precio de nudo y el VIRT a

costo marginal sería muy pequeña (lo mismo que la reliquidación), y en

definitiva el IT constituiría una renta para el transmisor que está

incluyendo pérdidas marginales en las líneas y costos adicionales por

congestión. Esto último daría como resultado que los mayores costos por

restricciones en la líneas los reciba la empresa transmisora y sería un

efecto perverso para el sistema eléctrico en su conjunto.

Desde el punto de vista de Transelec, si se produce congestión es porque

se está dando la señal de que falta capacidad de generación local en la región

congestionada y no necesariamente refleja un problema del transmisor (puede ser

inconveniente para la empresa invertir en una nueva línea). Por lo tanto, se está

dando la señal de tomar medidas que eviten un alza de los costos en la zona

congestionada. La empresa transmisora traspasa esta responsabilidad a los

generadores, ya que son ellos los que poseen los compromisos de suministro con los

clientes, y de ahí la justificación de que la reliquidación del IT vaya dirigida a los

generadores (en caso de que el VIRT sea mayor).

Las señales económicas las deben recibir los actores adecuados con el fin

de crear los incentivos necesarios. En el sistema siempre hay lugares donde es más

barato aumentar la capacidad mediante transmisión que con generación local, y

donde es más conveniente comprar la electricidad que generarla, lo que corresponde

a una señal para la empresa transmisora. En otros casos, es la empresa generadora la

que establece contratos con la transmisora con el fin de que ella aumente la

capacidad de las líneas y de esta forma poder transportar su electricidad. La empresa

transmisora no tiene la obligación (por ley) de prestar servicios, por lo tanto la

generadora posee la decisión de aceptar las condiciones de la empresa transmisora o

bien crear su propio sistema de transmisión.

Page 167: despacho economico

154

Como se observa, el tipo de ajuste entre el VIRT e IT no es claro en su

totalidad, y las señales de inversión tampoco son evidentes. Por lo tanto, sería

importante reconocer aquellos elementos en la modelación de los contratos de

transmisión que permitan alguna aplicabilidad en la modelación chilena.

7.2 Comparación entre el Modelo de Contratos de Transmisión y el

Modelo Chileno

De acuerdo a este modelo de contratos de transmisión, la completa

competitividad del mercado se puede lograr a través del libre acceso al pool y al

sistema interconectado, y que el operador del sistema maneje un sistema de contratos

de transmisión de largo plazo con el fin de proteger las inversiones de los distintos

usuarios de la red eléctrica.

Es importante poder identificar las elementos relevantes dentro de la

modelación propuesta y hacer un paralelismo con la situación actual en Chile. Esto

es fundamental a la hora de formular alguna metodología que tome en cuenta los

problemas de congestión y los valore económicamente.

En la siguiente tabla, se presentan aquellos elementos que se han

considerado importantes en ambas modelaciones, y los rasgos que caracterizan a

cada uno de ellos:

Page 168: despacho economico

155

Tabla 7.7: Modelación de contratos de transmisión y modelación chilena

ELEMENTOS CONTRATOS DE TRANSMISIÓN MODELACIÓN CHILENA

COMPETENCIA Generación Competencia es posible Competencia es posible

Transmisión Libre acceso Libre acceso

MODELO DE POOL Operador central Existencia de un Poolco Existencia de los CDEC

Despacho económico Modelo multinodal

Independiente de los contratos

Modelo uninodal

Independiente de los contratos

Precios Spot Componentes por generación, pérdidas

y congestión

Componentes por generación y pérdidas por

factores de penalización.

No se incluye congestión en el largo plazo.

Ingresos El Poolco no recibe ingresos El CDEC no recibe ingresos

ESQUEMA DE

TARIFICACIÓN

Tarificación Marginal Ingreso por pérdidas marginales Ingreso por pérdidas marginales

Pago Adicional Venta de derechos de transmisión de LP

a través de TCC, y cargos adicionales

para cubrir costos de transmisión

Peajes

CONTRATOS DE

LARGO PLAZO

Mercado de energía Contrato por Diferencias (CFD)

entre consumidores y generadores

Contratos entre consumidores y generadores

Derechos de transmisión Contratos por Congestión en Transmisión (TCC)

entre empresas transmisoras y clientes

No existen TCC

Participación del Poolco Voluntaria en CFD

Necesaria en TCC

No hay intervención del CDEC

CONGESTIÓN Rentas por congestión Diferencia en los costos de congestión

entre dos nodos

Implícitamente incluidas en las diferencias

entre VIRT e IT

Recaudación Poolco hace la recaudación Acuerdo libremente establecido por Transelec

para reliquidar diferencias entre IT y VIRT

Asignación de rentas Asignaciones entre los dueños de TCC Asignaciones de acuerdo a prorratas

establecidas en peajes

15

5

Page 169: despacho economico

156

Según se puede observar en la tabla, muchos elementos son comunes

entre ambas modelaciones, especialmente en lo concerniente al reconocimiento de un

mercado de electricidad competitivo y el libre acceso al sistema de transmisión para

promover esta competencia. Sin embargo, es claro que hay una deficiencia en la

modelación chilena en cuanto al tratamiento actual de los problemas de congestión.

Aunque, como se explicara en el capítulo Nº5, en un futuro se implementarán

modelos multinodales, aún no está claro como se tratarán los problemas de

congestión en el SIC.

7. 3 Aplicación del Modelo de Contratos de Transmisión en el SIC

A modo de ilustración de la aplicación del modelo de contratos de

transmisión en el SIC, se propone un ejercicio para los tramos estudiados. Para este

ejercicio, se analizan tres casos de asignación de contratos de transmisión: en el

primer caso se asigna el 100% de los derechos de transmisión, en el segundo caso

asigna el 75% de los derechos, y finalmente, en el tercer caso no se asignan los

derechos de transmisión sobre los tramos.

Para el ejercicio se supone que la cantidad máxima que se puede asignar

de los derechos de transmisión, corresponde a la capacidad máxima del tramo

congestionado49, es decir:

tramotramoMáximaCapacidadTCCMáximoVolumen =

Por otra parte, la empresa dueña del sistema de transmisión es la que

tiene el derecho de proporcionar los contratos de transmisión a las empresas que los

necesiten, a cambio de un cargo que representa el valor esperado de la congestión en

el período de estudio. Es decir,

49Límite de transmisión del tramo.

Page 170: despacho economico

157

( )bm

cl b

bm

cl m b

bmcltramobmcltramo

bmcltramoHoras

Horas

pérdidasIMIM

TCCCar,14ó13

1

12

1m

5

1

,

14ó13

1

12

1

5

1

,,,,,,

,,,

go ´

-

=

å åå

å åå

= = =

= = =

donde:

Cargo TCCtramo,cl,m.b : Cargo por contratar un TCC en un tramo,

clase hidrológica, mes y bloque de carga (US$/Hr).

IMtramo,cl,m,b : Ingreso marginal total en un tramo, clase, mes y

bloque (US$/Hr).

IM pérdidastramo,cl,m,b : Ingreso marginal por pérdidas50 en un tramo,

clase hidrológica, mes y bloque de carga (US$/Hr).

Horasm,b : Horas en un mes y bloque de carga (Hr).

Las empresas que adquieren este tipo de contratos tienen el derecho a

recibir una compensación por la congestión que se produce en el tramo sobre el cual

se hizo el contrato y según la potencia fijada en el contrato.

En el ejercicio que se presenta, se muestran las transacciones y agentes

que están involucrados en el contrato. De esta forma, se distinguen tres agentes: las

empresas dueñas o no de los contratos de transmisión, la empresa transmisora que

50 La obtención del IM por pérdidas ya se fue explicado en el capítulo Nº6.

Page 171: despacho economico

158

proporciona estos derechos y el operador del sistema correspondiente al CDEC. Las

transacciones que se producen entre estos participantes se bosquejan en la siguiente

tabla:

Page 172: despacho economico

159

Tabla 7.8: Transacciones en un modelo de TCC adaptado al caso chileno

AGENTES TRANSACCIONES COMPONENTES

Transmisor Pagos a transmisor por parte del CDEC IM por pérdidas -

Pagos a transmisor por parte de empresas sin TCC Peajes -

Pagos a transmisor por parte de empresas con TCC Peajes % Cargos por TCC

CDEC Pagos a CDEC de parte de empresas sin TCC IM por pérdidas IM por congestión

Pagos a CDEC de parte de empresas con TCC IM por pérdidas IM por congestión

Pagos del CDEC a empresas sin TCC - -

Pagos del CDEC a empresas con TCC % Rebajas por TCC -

Pagos del CDEC a transmisor IM por pérdidas -

Empresas con TCC Pagos a empresas de parte del CDEC % Rebajas por TCC -

Pagos de las empresas al CDEC IM por pérdidas IM por congestión

Pagos de las empresas al transmisor Peajes % Cargos por TCC

Empresas sin TCC Pagos a empresas de parte del CDEC - -

Pagos de las empresas al CDEC IM por pérdidas IM por congestión

Pagos de las empresas al transmisor Peajes -

15

9

Page 173: despacho economico

160

El ejercicio de simulación de los contratos de transmisión se realizará en

términos genéricos, identificando empresas generadoras con contratos y sin

contratos, pero sin relacionar las empresas generadoras reales del SIC. No es posible

simular identificando las empresas reales por no poseer información espacial de las

generadoras que realizan retiros en los nodos del SIC; y por lo tanto, no es posible

determinar por empresa la proporción en que debieran ser asignados los derechos de

transmisión. Sólo se puede determinar un porcentaje total de la asignación de los

contratos de transmisión.

Los porcentajes que se señalan en la Tabla 7.8, corresponde a la fracción

de TCC que se asignó a las empresas contratantes. Luego, las rebajas y cargos que se

acuerdan en los contratos de transmisión se hacen de acuerdo a este mismo

porcentaje.

Para el ejercicio se supone que la empresa transmisora recibe sólo los

ingresos marginales provenientes de las pérdidas que se producen en los tramos, y

que mediante cargos adicionales recobra el valor del AVNR más COYM de cada uno

de los tramos desde las empresas que hacen uso de su sistema de transmisión, sean

éstas dueñas o no de los derechos de un TCC. Es decir:

COYMAVNR

Peajes

TCCCargopérdidasIMNetanTransacció

empresasde

empresasdeCDECdeTransmisor

+=

+

+=

%

El CDEC debe hacer la valorización de las inyecciones y retiros en cada

uno de los nodos del sistema y traspasar aquella fracción a la empresa transmisora

que corresponde a los ingresos marginales por pérdidas. Si existen empresas que

hayan contratado TCC, el CDEC debe pagarles la rebaja que se acordó en los

contratos de transmisión. En este ejercicio se supone que en caso de no ser asignados

la totalidad de los derechos de TCC a las empresas, el CDEC es el ente que recibe las

diferencias que se producen por la congestión en los tramos y en la proporción que

Page 174: despacho economico

161

no fueron contratados. Es decir,

empresasatransmisora

empresasdeempresasdeCDEC

TCCRebajapérdidasIM

congestiónIMpérdidasIMNetanTransacció

%

--

+=

Finalmente, las empresas que no son dueñas de los TCC deben pagar la

totalidad de los ingresos marginales, así como también, no deben cancelar cargos

adicionales por la posesión de los TCC, pero asumen los riesgos propios de la

congestión. Esto significa, que deben asumir los mayores costos que se producen por

efecto de la congestión. Por otro lado, aquellas empresas que contratan los TCC,

deben pagar los ingresos marginales, los cargos por los derechos de los TCC y los

peajes que cubren los costos de la empresa transmisora. Sin embargo, hay que

destacar que estas empresas deben recibir la compensación por los mayores costos

que se producen por la congestión en la proporción que fue hecha la asignación de

los TCC, y el pago de los peajes debe corresponder al valor del AVNR+COYM

menos el ingreso marginal por pérdidas y los cargos por los TCC. Es decir,

transmisora

Cdtransmisora

CaCaempresas

Peajes

TCCRebajaTCC Cargo

congestiónIMpérdidasIMNetanTransacció

DECe

DECDEC

% %

-

+-

--=

Los resultados que se obtuvieron para los tres casos de asignación de los

TCC se muestran en las siguientes tablas, y se han dividido de acuerdo a las

transacciones que realizan las empresas que participan en los contratos de

transmisión, las transacciones del CDEC y las de la empresa transmisora. Primero se

muestra el caso para una asignación del 100% de los TCC, luego el caso de la

asignación del 75% y finalmente, el caso extremo de la no contratación de los

derechos por parte de las empresas.

Page 175: despacho economico

162

Tabla 7.9: Datos de ejemplo numérico

TRAMOS AVNR+COYM

(KUS$)

VOLUMEN MÁXIMO

TCC (MW)

IM PÉRDIDAS

(US$/HR)

HIDROLOGÍA ¿EXISTECONGESTIÓN? CARGO TCC

(US$/HR)

Cardones-Maitencillo 2107 290 213 Seca Sí 3516

Media Sí 3507

Húmeda Sí 3426

Pan de Azúcar-San Isidro 8506 350 650 Seca Sí 255

Media Sí 349

Húmeda Sí 434

San Isidro-Polpaico 1813 450 125 Seca Sí 15834

Media Sí 9467

Húmeda Sí 6551

Ancoa-Alto Jahuel 29182 1150 240 Seca Sí 27

Media No 0

Húmeda No 0

Charrúa-Ancoa 5268 600 300 Seca Sí 4193

Media Sí 2288

Húmeda Sí 1386

16

2

Page 176: despacho economico

163

Tabla 7.10: Transacciones de empresas con una asignación del 100% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS

ALCDEC

PAGOS A LAS EMPRESAS

DE PARTE DELCDEC

PAGOS DE LAS EMPRESAS

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+0% IM CONG.

Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 30797 -30797 30133 -2107

Media -1482 -30719 30719 -30719 30094 -2107

Húmeda -1641 -30012 30012 -30012 29545 -2107

Promedio -1521 -30515 30515 -30515 -29928 -2107

Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 2235 -2235 -3083 -8506

Media -3859 -3053 3053 -3053 -1595 -8506

Húmeda -4644 -3804 3804 -3804 -59 -8506

Promedio -3896 -3031 3031 -3031 -1579 -8506

San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 138707 -138707 137663 -1813

Media -672 -82932 82932 -82932 81791 -1813

Húmeda -692 -57387 57387 -57387 56268 -1813

Promedio -710 -92757 92757 -92757 91654 -1813

Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 237 -237 -27863 -29182

Media -785 0 0 0 -28398 -29182

Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182

Promedio -804 -77 77 -77 -28302 -29182

Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 36734 -36734 33128 -5268

Media -1310 -20041 20041 -20041 16083 -5268

Húmeda -942 -12141 12141 -12141 7814 -5268

Promedio -1305 -22899 22899 -22899 18935 -5268

16

3

Page 177: despacho economico

164

Tabla 7.11: Transacciones de CDEC con una asignación del 100% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC

DE PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOS DELCDEC

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOS DELCDEC

A EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 0% IM CONGESTIÓN

Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 -30797 0

Media 1482 30719 -1482 -30719 0

Húmeda 1641 30012 -1641 -30012 0

Promedio 1521 30515 -1521 -30515 0

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 -2235 0

Media 3859 3053 -3859 -3053 0

Húmeda 4644 3804 -4644 -3804 0

Promedio 3896 3031 -3896 -3031 0

San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -768 -138707 0

Media 672 82932 -672 -82932 0

Húmeda 692 57387 -692 -57387 0

Promedio 710 92757 -710 -92757 0

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 -237 0

Media 785 0 -785 0 0

Húmeda 546 0 -546 0 0

Promedio 804 77 -804 -77 0

Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 -36734 0

Media 1310 20041 -1310 -20041 0

Húmeda 942 12141 -942 -12141 0

Promedio 1305 22898 -1305 -22898 0

16

4

Page 178: despacho economico

165

Tabla 7.12: Transacciones de transmisor con una asignación del 100% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DELCDEC

PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM

Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -30133 2107

Media 1482 30719 -30094 2107

Húmeda 1641 30012 -29545 2107

Promedio 1521 30515 -29928 2107

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 3083 8506

Media 3859 3053 1595 8506

Húmeda 4644 3804 59 8506

Promedio 3896 3031 1579 8506

San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -137663 1813

Media 672 82931 -81791 1813

Húmeda 692 57387 -56267 1813

Promedio 710 92757 -91654 1813

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 27863 29182

Media 785 0 28398 29182

Húmeda 546 0 28637 29182

Promedio 804 77 28302 29182

Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -33128 5268

Media 1310 20041 -16083 5268

Húmeda 942 12141 -7814 5268

Promedio 1305 22899 -18935 5268

16

5

Page 179: despacho economico

166

Si se asigna el 100% de los derechos por los contratos por congestión en

la transmisión, las empresas no pagan los mayores costos que se producen por efecto

de las restricciones en los tramos del SIC, y sus pagos netos igualan el valor del

AVNR más COYM de los tramos. En el caso del CDEC, este agente independiente

no recibe ingresos, ya que las compensaciones que hace a las empresas dueñas de los

TCC equivale al 100% de los ingresos marginales provenientes de la congestión. Y

por otro lado, como ya se explicó en un comienzo, en este ejemplo se supone que la

empresa transmisora debería recibir únicamente aquellos ingresos provenientes de

las pérdidas, y un cargo adicional que cubre las diferencias del AVNR más COYM

de cada uno de los tramos analizados. Este cargo adicional corresponde a la suma de

los peajes y los cargos por los TCC que son cobrados a las empresas dueñas de los

contratos.

Page 180: despacho economico

167

Tabla 7.13: Transacciones de empresas con una asignación del 75% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS

ALCDEC

PAGOS A LAS EMPRESAS

DE PARTE DELCDEC

PAGOS DE LAS EMPRESAS

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+25% IM CONG.

Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 23098 -23098 22433 -9807

Media -1482 -30719 23039 -23039 22414 -9787

Húmeda -1641 -30012 22509 -22509 22042 -9610

Promedio -1521 -30515 22886 -22886 22300 -9736

Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 1676 -1676 -3642 -9065

Media -3859 -3053 2289 -2289 -2358 -9269

Húmeda -4644 -3804 2853 -2853 -1010 -9457

Promedio -3896 -3031 2273 -2273 -2337 -9264

San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 104030 -104030 102986 -36489

Media -672 -82932 62199 -62199 61058 -22545

Húmeda -692 -57387 43041 -43041 41920 -16159

Promedio -710 -92757 69567 -69567 68465 -25002

Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 178 -178 -27923 -29242

Media -785 0 0 0 -28398 -29182

Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182

Promedio -804 -77 58 -58 -28321 -29202

Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 27551 -27551 23944 -14452

Media -1310 -20041 15031 -15031 11072 -10278

Húmeda -942 -12141 9105 -9105 4779 -8303

Promedio -1305 -22899 17174 -17174 13211 -10993

16

7

Page 181: despacho economico

168

Tabla 7.14: Transacciones de CDEC con una asignación del 75% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC

DE PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOS DELCDEC

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOS DELCDEC

A EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 25% IM CONGESTIÓN

Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 -23098 7699

Media 1482 30719 -1482 -23039 7680

Húmeda 1641 30012 -1641 -22509 7503

Promedio 1521 30515 -1521 -22886 7629

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 -1676 559

Media 3859 3053 -3859 -2289 763

Húmeda 4644 3804 -4644 -2853 951

Promedio 3896 3031 -3896 -2273 758

San Isidro-Polpaico Seca 768 138706 -768 -104030 34677

Media 672 82932 -672 -62199 20733

Húmeda 692 57387 -692 -43041 14347

Promedio 710 92757 -710 -69567 23189

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 -178 59

Media 785 0 -785 0 0

Húmeda 546 0 -546 0 0

Promedio 804 77 -804 -58 19

Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 -27551 9184

Media 1310 20041 -1310 -15031 5010

Húmeda 942 12141 -942 -9105 3035

Promedio 1305 22898 -1305 -17174 5725

16

8

Page 182: despacho economico

169

Tabla 7.15: Transacciones de transmisor con una asignación del 75% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DELCDEC

PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM

Cardones-Maitencillo Seca 1443 23098 -22433 2107

Media 1482 23039 -22414 2107

Húmeda 1641 22509 -22042 2107

Promedio 1521 22886 -22300 2107

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 1676 3642 8506

Media 3859 2289 2358 8506

Húmeda 4644 2853 1010 8506

Promedio 3896 2273 2337 8506

San Isidro-Polpaico Seca 768 104030 -102986 1813

Media 672 62199 -61058 1813

Húmeda 692 43041 -41920 1813

Promedio 710 69567 -68465 1813

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 178 27923 29182

Media 785 0 28398 29182

Húmeda 546 0 28637 29182

Promedio 804 58 28321 29182

Charrúa-Ancoa Seca 1662 27551 -23944 5268

Media 1310 15031 -11072 5268

Húmeda 942 9105 -4779 5268

Promedio 1305 17174 -13211 5268

16

9

Page 183: despacho economico

170

En la ilustración de este caso, al asignar un 75% de los derechos por los

contratos de transmisión, las empresas pagan un 25% de los ingresos marginales que

se producen por efecto de las restricciones de transmisión sobre SIC, y sus pagos

netos son mayores que el valor del AVNR más COYM de cada uno de los tramos.

Por su parte, los ingresos netos del CDEC ya no son nulos, ya que las

compensaciones que debe hacer a las empresas dueñas de los TCC es igual al 75%

de los ingresos marginales provenientes de la congestión, y el 25% no es asignado a

ninguna empresa. Finalmente, la empresa transmisora siempre recibe el valor del

AVNR más COYM de sus instalaciones, aunque la composición de sus elementos

cambió respecto del caso con una asignación del 100%, ya que los cargos por los

TCC disminuyen y los peajes cobrados aumentan. Los ingresos marginales por las

pérdidas en los tramos se mantienen constantes.

Page 184: despacho economico

171

Tabla 7.16: Transacciones de empresas con una asignación del 0% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS DE LAS EMPRESAS

ALCDEC

PAGOS A LAS EMPRESAS

DE PARTE DELCDEC

PAGOS DE LAS EMPRESAS

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN REBAJAS POR TCC CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM+100% IM CONG.

Cardones-Maitencillo Seca -1443 -30797 0 0 -665 -32905

Media -1482 -30719 0 0 -625 -32827

Húmeda -1641 -30012 0 0 -467 -32120

Promedio -1521 -30515 0 0 -587 -32622

Pan de Azúcar-San Isidro Seca -3188 -2235 0 0 -5318 -10741

Media -3859 -3053 0 0 -4647 -11559

Húmeda -4644 -3804 0 0 -3862 -12310

Promedio -3896 -3031 0 0 -4610 -11537

San Isidro-Polpaico Seca -768 -138707 0 0 -1044 -140519

Media -672 -82932 0 0 -1141 -84744

Húmeda -692 -57387 0 0 -1120 -59200

Promedio -710 -92757 0 0 -1103 -94569

Ancoa-Alto Jahuel Seca -1082 -237 0 0 -28100 -29419

Media -785 0 0 0 -28398 -29182

Húmeda -546 0 0 0 -28637 -29182

Promedio -804 -77 0 0 -28379 -29259

Charrúa-Ancoa Seca -1662 -36734 0 0 -3606 -42002

Media -1310 -20041 0 0 -3958 -25309

Húmeda -942 -12141 0 0 -4326 -17409

Promedio -1305 -22899 0 0 -3963 -28167

17

1

Page 185: despacho economico

172

Tabla 7.17: Transacciones de CDEC con una asignación del 0% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS ALCDEC

DE PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOS DELCDEC

A EMPRESA TRANSMISORA

PAGOS DELCDEC

A EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS IM CONGESTIÓN IM PÉRDIDAS REBAJAS POR TCC 100% IM CONGESTIÓN

Cardones-Maitencillo Seca 1443 30797 -1443 0 30797

Media 1482 30719 -1482 0 30719

Húmeda 1641 30012 -1641 0 30012

Promedio 1521 30515 -1521 0 30515

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 2235 -3188 0 2235

Media 3859 3053 -3859 0 3053

Húmeda 4644 3804 -4644 0 3804

Promedio 3896 3031 -3896 0 3031

San Isidro-Polpaico Seca 768 138707 -768 0 138707

Media 672 82932 -672 0 82932

Húmeda 692 57387 -692 0 57387

Promedio 710 92757 -710 0 92757

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 237 -1082 0 237

Media 785 0 -785 0 0

Húmeda 546 0 -546 0 0

Promedio 804 77 -804 0 77

Charrúa-Ancoa Seca 1662 36734 -1662 0 36734

Media 1310 20041 -1310 0 20041

Húmeda 942 12141 -942 0 12141

Promedio 1305 22898 -1305 0 22898

17

2

Page 186: despacho economico

173

Tabla 7.18: Transacciones de transmisor con una asignación del 0% (kUS$)

TRAMOS HIDROLOGÍA PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DELCDEC

PAGOS A EMPRESA TRANSMISORA

POR PARTE DE LAS EMPRESAS

PAGOSNETOS

IM PÉRDIDAS CARGOS POR TCC PEAJES AVNR+COYM

Cardones-Maitencillo Seca 1443 0 665 2107

Media 1482 0 625 2107

Húmeda 1641 0 467 2107

Promedio 1521 0 587 2107

Pan de Azúcar-San Isidro Seca 3188 0 5318 8506

Media 3859 0 4647 8506

Húmeda 4644 0 3862 8506

Promedio 3896 0 4610 8506

San Isidro-Polpaico Seca 768 0 1044 18123

Media 672 0 1141 18123

Húmeda 692 0 1120 18123

Promedio 710 0 1103 1813

Ancoa-Alto Jahuel Seca 1082 0 28100 29182

Media 785 0 28398 29182

Húmeda 54 0 28637 29182

Promedio 804 0 28379 29182

Charrúa-Ancoa Seca 1662 0 3606 5268

Media 1310 0 3958 5268

Húmeda 942 0 4326 5268

Promedio 1305 0 3963 5268

17

3

Page 187: despacho economico

174

En este último caso, al no asignar los derechos por los contratos de

transmisión a ninguna empresa, éstas se ven obligadas a pagar el 100% de los

ingresos marginales que se producen por la congestión, y sus pagos netos son muy

superiores a los valores del AVNR más COYM de cada uno de los tramos.

Como consecuencia de lo anterior, los ingresos netos del CDEC tampoco

son nulos, ya que no realiza compensaciones a las empresas por las restricciones de

transmisión, y por lo tanto, los ingresos que recibe son iguales al 100% de los

ingresos marginales provenientes de la congestión.

Por otra parte, la empresa transmisora recibe el valor del AVNR más

COYM de sus instalaciones, valor que es cubierto por los ingresos marginales por

pérdidas y los peajes que las empresas deben cancelar por el uso del sistema de

transmisión.

7.4 Conceptos Relevantes de los Contratos de Transmisión sobre el SIC

A lo largo de este capítulo se ha visto que la implementación de un

modelo de contratos de transmisión sobre un sistema eléctrico, involucra la

participación activa de empresas generadoras y sus clientes, empresas de transmisión

y el operador central del sistema. Para el funcionamiento de este tipo de modelos se

necesita el libre acceso al sistema de transmisión y, por lo tanto, la abierta

competencia en aquellos sectores donde sea posible. Adicionalmente, este modelo

reconoce los mayores costos que son producidos por los problemas de congestión en

la transmisión, y requiere de un modelo de precios que incluya este componente.

Específicamente, la simulación de este conjunto de contratos en el SIC se

ha realizado en base a los precios spot entregados por el modelo Juanac, herramienta

que permite reflejar el impacto de la congestión sobre los ingresos marginales por

tramo.

Page 188: despacho economico

175

Los contratos de suministro acordados en un precio no son suficientes

para proteger a los agentes del mercado de estos mayores costos, por lo que se

necesita de otro tipo de contratos que trate los problemas de congestión. Por tal

razón, se ha formulado la implementación complementaria de los contratos por

congestión en la transmisión, aprovechando los elementos comunes que presenta con

la modelación chilena.

A modo muy general, las transacciones que tienen lugar en el SIC con

este tipo de contratos son las siguientes:

� La empresa transmisora tiene la facultad de establecer los contratos de

transmisión.

� La empresa transmisora debe especificar el volumen de derechos de transmisión

a ser contratados, y la asignación individual por empresa51.

� El contrato de un TCC involucra el cobro de un cargo por parte del transmisor a

las empresas contratantes en la proporción en que éstas hacen uso de los derechos

de transmisión.

� Las empresas no contratantes asumen los riesgos económicos implícitos de la

congestión.

� Las empresas contratantes reciben una compensación (rebaja por TCC) que las

protege de los mayores costos producidos por la congestión.

� Las empresas (contratantes o no) deben cancelar al CDEC los ingresos

marginales totales (pérdidas más congestión) por cada uno de los tramos

utilizados del sistema de transmisión.

51No realizada en la simulación de contratos de transmisión en el SIC.

Page 189: despacho economico

176

� El CDEC establece las cantidades totales del ingreso marginal que deben

entregar las empresas.

� El CDEC entrega del ingreso marginal recaudado producido por las pérdidas a la

empresa transmisora, para cubrir parte de los costos de transmisión.

� El CDEC es el organismo que entrega las rebajas a las empresas contratantes.

Las ventajas que presenta la implementación de este modelo de contratos

en el SIC, radican principalmente en el tratamiento económico que se da a la

congestión. Cabe destacar además:

- Uso de precios spot que reflejan costos operacionales y costos adicionales

producidos por congestión.

- Definición de los contratos en términos únicamente económicos, es decir,

diferencia cuantitativa de los precios entre dos nodos.

- No existen incentivos perversos para la empresa transmisora, ya que sólo

recibe los ingresos marginales producidos por las pérdidas y cargos

adicionales para cubrir los costos totales de transmisión.

- La intervención directa de un organismo central e independiente, en este

caso el CDEC, permite claridad y transparencia en las transacciones

económicas.

- Las empresas participantes en el mercado eléctrico asumen

individualmente los riesgos asociados a la congestión. Las empresas que

puedan sentirse perjudicadas, tiene la posibilidad de adquirir este tipo de

contratos.

Page 190: despacho economico

177

VIII. CONCLUSIONES Y DESARROLLOS FUTUROS

Como se ha visto en este trabajo, la legislación chilena promueve la

competencia en los sectores donde es posible como el sector de generación, y

asegura un libre acceso al sistema de transmisión, esencial para lograr esta

competitividad. Sin embargo, hay temas que aún falta estudiar para poder definir

adecuadamente políticas que conduzcan a la eficiencia dentro del mercado eléctrico

chileno. Tal es el caso de los problemas de congestión de transmisión que se han

investigado a lo largo de esta tesis, y cuya influencia recae directamente sobre los

agentes participantes del mercado eléctrico.

El objetivo inicial de evaluar cuantitativa y cualitativamente el efecto de

la congestión en el SIC, ha permitido a grandes rasgos:

� Identificar tramos críticos del sistema de transmisión para el período en estudio.

� Demostrar gráficamente, a través de los ingresos marginales de esos tramos, los

mayores costos asociados a la congestión.

� Ilustrar las transacciones y agentes que actúan en la implementación de un

modelo de contratos de transmisión, que trata económicamente el problema de la

congestión.

En las siguientes secciones se detallan las conclusiones generales de esta

investigación, los elementos más importantes requeridas en la implementación de un

modelo de contratos de transmisión, los puntos en los hay que seguir trabajando en el

futuro para el logro de mejores resultados y algunas recomendaciones propuestas en

este trabajo al momento de adoptar algún modelo de contratos.

Page 191: despacho economico

178

8.1 Conclusiones Generales

En forma general, de este trabajo de investigación se pueden obtener

conclusiones en dos grandes niveles: impacto de las restricciones de transmisión

sobre el SIC, e implementación de contratos de transmisión en el SIC. Cada una de

ellas se detalla en los siguientes puntos.

8.1.1 Restricciones de transmisión sobre el SIC

Según fue advertido en el capítulo Nº6, dada la adopción de una serie de

simplificaciones y supuestos en los estudios realizados en este trabajo, se debe tener

cuidado en extrapolar las conclusiones de las simulaciones a la realidad futura del

SIC.

De los resultados entregados por las simulaciones, es posible anticipar un

fuerte impacto de las restricciones del sistema de transmisión sobre el SIC. Para el

período en estudio las simulaciones indican que existirían, de no mediar acciones

correctivas, tramos con problemas de capacidad de transmisión. Los resultados

arrojados por las simulaciones demuestran que en cada uno de ellos se alcanzará el

límite máximo establecido para la transmisión de potencia activa en algunas de las

clases hidrológicas. Además, en algunos tramos, estos límites se alcanzan para flujos

en ambos sentidos indicando que esa línea está constantemente en uso, puesto que las

transferencias de potencia se producen desde un nodo a otro y viceversa.

Es importante destacar, que en tramos como Alto Jahuel-Ancoa la

congestión resultante en las simulaciones se presentó por períodos cortos de tiempo.

Sin embargo, en otros tramos como Charrúa-Ancoa, Pan de Azúcar-San Isidro y San

Isidro-Polpaico la congestión alcanzó un porcentaje importante de tiempo.

Los resultados expresados a través de los ingresos marginales recaudados

para cada uno de los tramos, grafican el impacto económico que las restricciones de

transmisión originarían en las rentas sobre las líneas. El sistema se desacopla

Page 192: despacho economico

179

económicamente en dos subsistemas eléctricos, cada uno de ellos con costos

marginales muy diferentes entre sí (una zona con costos bajos y otra con costos

altos). Como se explicó en el capítulo Nº3, esta diferencia no solamente representa

las pérdidas que se producen en las líneas del sistema, sino que refleja los mayores

costos que se producen por efecto de la congestión y la necesidad de usar generación

más cara para satisfacer los requerimientos de consumo en las zonas deficitarias.

Esto último genera gran controversia a la hora de determinar los agentes

del mercado eléctrico que deben recibir estos mayores ingresos: empresas

generadoras, dueños del sistema de transmisión o consumidores.

Al hacer la comparación entre los ingresos marginales y los valores del

AVNR más COYM de los tramos analizados, se observan claramente los costos que

produce la congestión. En los cinco tramos, los ingresos marginales percibidos son

muy altos y cubren un gran porcentaje de los costos incurridos en la transmisión, y

en la mayoría de los casos, el IM supera ampliamente la valorización de los tramos

estudiados.

El componente marginal producido por la congestión llega a ser igual o

más importante que el componente por pérdidas en los ingresos marginales. Sin

embargo, estos mayores ingresos no deben ser usados para financiar el sistema de

transmisión. Como se observa en los tramos Cardones-Maitencillo, Charrúa-Ancoa y

San Isidro-Polpaico, el IM es mucho mayor que su AVNR más COYM, por lo que es

evidente que el sistema de transmisión no puede ser financiado tomando en

consideración los ingresos marginales por congestión.

A la vista de los resultados obtenidos de los estudios, se concluye que el

diseño del mercado eléctrico debiera tomar en cuenta, además de las pérdidas en la

red, las restricciones presentes en el sistema de transmisión chileno.

Page 193: despacho economico

180

8.1.2 Contratos de transmisión en el SIC

Las simulaciones efectuadas en el capítulo Nº6 indican la gran diferencia

en los ingresos marginales en un caso con restricciones y otro sin congestión. Por lo

tanto, es clara la necesidad de cubrir las diferencias que surgen en los precios spot en

los distintos nodos del sistema. En el cuarto capítulo de esta investigación, se

presentaron una serie de instrumentos financieros que tratan el tema de la congestión

básicamente de dos formas: en términos físicos y en términos económicos. Sin

embargo, el modelo denominado contratos de transmisión presenta características

semejantes con algunos elementos de la modelación actual chilena, por lo que se

tomó este modelo como base para la realización de un ejercicio práctico de

implementación en el Sistema Interconectado Central.

Como ya fuera mencionado, para la determinación de los costos de

transmisión de corto plazo, este modelo debe emplear un modelo de despacho

económico que incluya explícitamente el efecto de las pérdidas marginales y el

efecto de la congestión en los distintos tramos del sistema de transmisión. Para el

caso concreto de la tesis se empleó el modelo de programación multinodal Juanac, el

cual incluye estos componentes en la determinación de los precios spot.

La implementación de los contratos de transmisión en el SIC presenta la

gran ventaja de dar un tratamiento económico al problema de congestión. Además, el

uso de los precios spot para cada nodo promueve la eficiencia económica en el corto

plazo y entrega las señales adecuadas a las integrantes del mercado eléctrico. Y la

intervención directa de un ente central, como el CDEC, permite claridad y

transparencia en las transacciones económicas.

Page 194: despacho economico

181

8.2 Elementos Claves de la Modelación de Contratos de Transmisión y

Desarrollos Futuros

Como se puede observar del ejemplo presentado en el capítulo Nº7, en la

implementación de este modelo sobre un mercado eléctrico es fundamental el

reconocimiento de algunos elementos claves y el rol que juegan dentro de esta

modelación:

� Operador del sistema (CDEC). Este organismo tiene los medios para

implementar un régimen de tarificación que apoye un mercado competitivo, y la

clave radica en como el operador realiza los balances en el sistema eléctrico, los

ajustes por restricciones en la transmisión y los cargos por el uso del sistema de

transmisión. En resumen debe coordinar adecuadamente el mercado de la

transmisión y energía.

� Tarificación en base a costo marginal (Precios Spot). El despacho óptimo del

sistema determina los precios del mercado, en donde los consumidores pagan

este precio al pool por la energía que toman desde el mercado spot, y los

generadores en cambio reciben este precio por la energía que suministran.

� Derechos de transmisión. Es necesario establecer una clara definición de los

derechos de transmisión y el proceso de asignación debe compensar a los dueños

del sistema de transmisión por el uso que no hubieran hecho de esos derechos, y

cargar a otros agentes por el uso que hubieran hecho del sistema.

� Interpretación económica de los derechos de transmisión. La interpretación

económica se basa en el establecimiento de contratos financieros por congestión

en la transmisión. De esta forma, el dueño del contrato recibe el precio basado en

el costo de oportunidad de la congestión entre distintos nodos.

Page 195: despacho economico

182

� Propiedad de las líneas de transmisión. La propiedad de las líneas de transmisión

entrega el derecho a recibir los pagos asociados a los TCC, por lo que estos

contratos constituyen una fuente de ingreso para los dueños del sistema de

transmisión.

Sin embargo, la definición de algunos de estos elementos no es sencilla,

y como se pudo observar en el ejemplo presentado, no se tiene una única alternativa

de implementación del modelo de contratos de transmisión. A continuación se

detallan los puntos sobre los que sería importante seguir trabajando en el futuro:

� En el ejercicio se asumió la existencia de ingresos del CDEC en caso de no

asignar la totalidad de los TCC. Este supuesto se adoptó en respuesta a no crear

incentivos perversos para las empresas que participan en el sistema con

problemas de congestión. Se tiene las siguientes situaciones:

- Si estos ingresos52 se entregan al transmisor, no se dan señales adecuadas

al resto de los participantes.

- Si se entrega este mayor ingreso a las empresas que usan el sistema53,

habría que evaluar económicamente las posibles inversiones de estas

empresas destinadas a mitigar los efectos de la congestión. Adicionalmente,

habría que evaluar el impacto que tendría esta inversión sobre el resto de

los participantes en el mercado eléctrico.

52 La proporción que no fue asignada a través de la venta de los TCC.

53 Análogamente en la modelación chilena, VIRT mayor que IT.

Page 196: despacho economico

183

Por lo tanto, el supuesto de permitir que el CDEC se quede con estos

ingresos no asignados a través de los TCC es con la finalidad de realizar una

expansión del sistema en un futuro próximo. Sin embargo, en este trabajo no se ha

evaluado la optimalidad de tal supuesto y la claridad de las señales económicas que

los participantes pueden estar recibiendo.

� Es esencial determinar la cantidad de potencia que puede llegar a ser contratada

en este tipo de modelo. En el ejemplo se supuso el volumen máximo igual a la

capacidad de transmisión del tramo evaluado, no obstante, sería interesante

determinar la factibilidad de contratar una cantidad equivalente al consumo que

tiene el nodo en el que se realizan los retiros de energía.

� Es importante establecer una clara asignación de los derechos de transmisión por

congestión para cada una de las empresas que participan en los contratos. Esta

asignación es fundamental a la hora de especificar el porcentaje en el que se ven

afectados cada una de estas empresas por causa de la congestión, y por lo tanto,

la rebaja que les corresponde de acuerdo a los TCC. En el ejemplo presentado las

empresas contratantes fueron agrupadas en su totalidad y se determinó el efecto

global sobre el conjunto de empresas. El efecto de una asignación individual no

fue ilustrada.

� La asignación de los TCC debiera hacerse no solamente sobre aquellas empresas

que hacen retiros en los nodos directamente afectados por la congestión, sino que

también sobre aquellos consumidores que realizan retiros en otros nodos que

indirectamente se ven afectados por la restricción de un determinado tramo. Esto

es especialmente importante en los sistemas enmallados como en el caso del

sistema de transmisión chileno, ya que si se produce congestión en una línea, los

mayores costos se producen secuencialmente en el resto de los nodos.

� En la implementación del modelo de contratos de transmisión es importante

lograr la separación del ingreso marginal en sus componentes producidos por las

Page 197: despacho economico

184

pérdidas y los producidos por la congestión. En la realización del ejercicio se

supuso una simplificación bastante gruesa en tales componentes, por lo que es un

tema en el cual es importante profundizar para lograr una aproximación más real

y resultados más precisos.

En resumen los temas que aún falta investigar son: ingresos residuales en

caso de no asignar la totalidad de los contratos, volumen máximo de los contratos,

asignación individual de los TCC y separación del ingreso marginal.

8.3 Temas a Considerar

Antes de adoptar algún modelo de contratos sobre en mercado eléctrico,

sería interesante evaluarlo dentro del sistema en el cual se pretende aplicar. Las

alternativas propuestas en el transcurso de este trabajo surgen de estudios que se han

realizado en Estados Unidos54, cuyo sistema eléctrico presenta características que en

algunos aspectos se asemeja al chileno, pero en otros es bastante diferente. En el caso

de la transmisión, su sistema está altamente sobredimensionado para una demanda

que crece muy lentamente y la propiedad está en manos de distintas empresas, por lo

que aún no están claras las señales de expansión que presenta la metodología de los

contratos de transmisión en el largo plazo.

Adicionalmente, es recomendable poder comparar las alternativas que se

tienen para solucionar problemas de congestión, como en el caso de los contratos por

congestión en la transmisión y la expansión física del sistema de transmisión. Ambos

alternativas ofrecen un alivio al agente afectado por los altos costos producidos por

la congestión. Sin embargo, la principal diferencia radica en que la expansión física

del sistema mejora el despacho y baja los precios de la electricidad en el nodo

54 Específicamente en los sistemas interconectados PJM (Pennsylvania, New Jersey y

Maryland) y recientes estudios en el Pool de New York [23]

Page 198: despacho economico

185

afectado para todos los consumidores ubicados en ese nodo, no así en el caso de los

contratos que sólo protegen a su dueño [24].

En general, se posee poca experiencia en cuanto a la aplicación de estos

contratos de transmisión sobre sistemas interconectados, y como consecuencia, se

debe observar el desarrollo de éstos en aquellos sistemas donde se están

implementando con el fin de descubrir posibles aplicaciones en el sistema chileno y

potenciales problemas que pudieran presentar.

Page 199: despacho economico

186

BIBLIOGRAFIA

Las referencias indicadas con (*) fueron proporcionadas por el Harvard

Electricity Policy Group (HEPG) de la Universidad de Harvard y no se tiene

información de su lugar de publicación.

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Institute.

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Servicios Eléctricos Decreto, D.F.L. Nº1/82.

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[22] FULDNER, A. (1997) Upgrading Transmission Capacity for

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[24] FINNEY, J., OTHMAN, H. y RUTZ, W. (1997) Evaluating

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[25] NASSER, T.O. (1998) Transmission Congestion Contracts and

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National Economic Research Associates, Sydney, Australia.

[28] RUDNICK, H., PALMA, R. y FERNÁNDEZ, J. (1994) Marginal

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[29] TRANSELEC, Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica S.A. (1996),

Libro "Valor Nuevo de Reemplazo y Costos de Operación y

Mantenimiento".

Page 203: despacho economico

190

A N E X O S

Page 204: despacho economico

191

ANEXO A: MODELO DE FLUJO EN CORRIENTE CONTINUA (DC)

A.1 Modelación sin pérdidas

Para efectos de simplicidad en la modelación del impacto de la red en la

operación económica de un sistema eléctrico, comúnmente la aproximación que se

usa del modelo de flujo de potencia en alterna (AC) es el flujo de potencia

linealizado (DC), el cual convierte las ecuaciones generales en ecuaciones lineales

simples. Este tipo de modelación es adecuada para el cálculo de los flujos reales en

MW por las líneas de transmisión, y no da ninguna referencia respecto de las

magnitud de los voltajes o los flujos en MVA o MVAr. Es un cálculo completamente

lineal, sin el uso de iteraciones y muy rápido.

Como parte de este trabajo, el uso del programa Juanac incorpora este

tipo de modelación para la representación de la distribución de los flujos en los

distintos tramos del sistema que se está modelando, en este caso el Sistema

Interconectado Central.

Inicialmente el modelo considera para cada línea un circuito Pi-

equivalente [20]. Es decir, el que se muestra en la Figura A.1.

Nodo i Nodo j

Ylínea i,j = Glínea i,j+ jBlínea i,jSi,j = Pi,j + jQi,j

1/2Ycap i,j 1/2Ycap i,j

Figura A.1: Circuito Pi-equivalente

Page 205: despacho economico

192

Donde:

y ,, jiji QP es la potencia generada en el nodo i.

ji,lineaY es la admitancia serie de la línea que une los nodos i,j.

ji,capji,cap jBY = es la admitancia a tierra de las líneas representadas con

condensadores.

y ji EE son los voltajes en nodo i y nodo j.

La ecuación que representa el flujo a través de la línea que une los nodos

i y j está dada por:

( )[ ] [ ]

( )( )[ ]( ) ( )( )( )

jcapii

jijijijijijii

jcapiijiji

j

j

j

i

j

i

jicapiijijiijiji

BEj

jBGjEEEEE

BEjjBGeEeEeE

YEEYEEEjQP

jii

,

2

*

,,

2

,

2*

,,

*

,

*

,,,

sencos

-

+----=

-+-=

+-=+

qqqq

qqq

(A.1)

La que descomponiendo en su parte activa se tiene:

( ) )( sen cos,i,

2

,, jijijijjijiijiji EEBEEGEGP qqqq ----= (A.2)

Page 206: despacho economico

193

Asumiendo los siguientes supuestos:

1. 1== ji EE

2.

jijiji

ji

ji

jiji

ji

jijiji

XXR

XB

XR

RGRX

,,2

,2

,

,

,2

,2

,

,,,

1

0

+

-=Þ

»+

=Þ>>

3. Si ( )ji qq - es relativamente pequeño, entonces:

( )( ) ( )

jiji

ji

s qqqq

qq

-@-

@-

en

1 cos

Por lo tanto, la ecuación (A.2) se puede reescribir de la siguiente forma

[13,19]:

( )ji

ji

jiX

P qq -=,

,

1(A.3)

La ecuación (A.3) representa la forma linealizada de la ecuación original

para las potencias activas, y se usa para calcular todos los ángulos de fase de la red

modelada.

Además, si se suma sobre todos los nodos que están conectados

directamente al nodo i, se tiene:

( )åå -==j

ji

jij

jiiX

PP qq

,

,

1(A.4)

Page 207: despacho economico

194

Y matricialmente se representa como:

[ ]úúú

û

ù

êêê

ë

é

=

úúú

û

ù

êêê

ë

é

��

2

1

2

1

q

q

XBP

P

o análogamente como:

[ ]úúú

û

ù

êêê

ë

é

=

úúú

û

ù

êêê

ë

é

��

2

1

2

1

P

P

Xq

q

donde:

å ¹=j ji

iiXX

B referencia barra i para, 1

,

,

referencia barra i para , 0, ==iiXB

ijy referencia barrai para , 1

,

, ¹¹-

=ji

jiXX

B

referencia barra ji para , 0, ===iiXB

Page 208: despacho economico

195

A.2 Modelación no lineal con pérdidas

Un procedimiento que normalmente se usa para incluir las pérdidas en el

modelo de flujo DC es incluir las pérdidas de la línea (Li,j) entre el nodo i y nodo j

como cargas ficticias en los extremos de la línea [13,20], como muestra la Figura

A.2:

Nodo i Nodo j

P i,jPei,j

1/2Li,j 1/2Li,j

Psi,j

Figura A.2: Cargas ficticias en modelación con pérdidas

Donde:

jiP

,

: es el flujo real de potencia por la línea i,j

jieP , : es el flujo de potencia que entra a la línea i,j

jisP , : es el flujo de potencia que sale de la línea i,j

Arbitrariamente se asigna la mitad de las pérdidas totales de la línea a

cada uno de los extremos de la misma. Por lo tanto, los flujos que entran y salen del

tramo difieren en cantidad equivalente a las pérdidas, es decir:

jijijie LPP

,,

, 2

1 -= (A.5)

Page 209: despacho economico

196

jijijis LPP

,,

, 2

1 += (A.6)

Por lo tanto,

jijijis LPP

,

,

e, =- (A.7)

La ecuación que representa las pérdidas a través de la línea i,j está dada

por la siguiente expresión:

( )[ ]jijijijiji

EEEEGL cos 2 22

,,qq --+= (A.8)

Como se supone que 1==ji EE , entonces se tiene la siguiente

aproximación no lineal:

( )[ ]jijiji

GL cos12 ,,

qq --= (A.9)

donde Gi,j corresponde a la componente real de la admitancia de la línea.

Suponiendo una aproximación de segundo orden para ( )ji

cos qq - , se

tiene que,

( )( )

2

1 cos

2

ji

ji

qqqq

--»-

Por lo tanto, la ecuación (A.9) se transforma en:

( )2,,

jijijiGL qq -= (A.10)

Page 210: despacho economico

197

Y ocupando la ecuación (A.3), se tiene:

( )2ji,,

2

,, PXGL jijiji=

( )2ji,,

2

,2

,2

, PXXR

Rji

jiji

ji

+=

Como X i,j >> R i,j, se tiene finalmente que:

( )2ji,,, PRL

jiji= (A.11)

Page 211: despacho economico

198

ANEXO B: EJEMPLOS DE CONTRATOS DE TRANSMISIÓN POR

CONGESTIÓN

Considerar el caso de una malla de tres nodos, con líneas idénticas e

idénticos límites térmicos en cada línea igual a 600MW. El ejemplo de tres nodos es

el caso mínimo en el cual se pueden observar los efectos de los flujos paralelos sobre

la malla. Se usó el modelo de flujo DC para la potencia real.

Se suponen los siguiente contratos por congestión en la transmisión:

· 800MW desde nodo 1 a nodo 3, es decir, el cliente en nodo 3 tiene un contrato

para comprar 800MW en el nodo 1.

· 200MW desde nodo 2 a nodo 3, es decir, el cliente en nodo 3 tiene un contrato

para comprar 200MW en el nodo 2.

a) Caso Nº1

La asignación simultánea de estos contratos es factible, pero alcanza la

restricción térmica de 600MW en la línea (1,3). Todos los precios calculados son

referidos al nodo 1. Como se observa en la Figura B.1, para este caso no existe

congestión y los precios cubren el costo de generación del nodo 1 y el costo marginal

por pérdidas. Por lo tanto, la pérdida marginal de 1MW adicional desde el nodo 1 al

3 es de 0,075 y desde el nodo 1 al 3 es de 0,025. No hay costo adicional por

congestión, y por lo tanto, no hay pagos de parte del pool bajo los contratos de rentas

por congestión.

Page 212: despacho economico

199

2

31

600MWmax

200MW 400MW

800MW 800 + 200 = 1000MW

200MW

P=1 P=1,075

P=1,025

Figura B.1: Caso sin congestión en la transmisión

Si los costos de operación de la planta en el nodo 2 fueran menores a

1,025 es conveniente generar potencia en este nodo, y por lo tanto, satisfacer la

demanda en el nodo 3. Sin embargo, como se verá en los siguientes ejemplos, un

aumento en estos costos de generación podría inducir congestión en la transmisión

con las asociadas diferencias de precios a través de las localidades.

b) Caso Nº2

Las condiciones supuestas para el caso anterior cambian para este caso

(ver Figura B.2). Hay un aumento del costo de operación en el nodo 2 y la necesidad

de usar generación más cara del nodo 3. Si la carga total en el nodo 3 es de

1000MW, entonces parte de ésta debe ser suministrada con generación local que

cuesta 1,3 incluyendo una renta por congestión de 0,225. El precio en el nodo 2 está

determinado por las condiciones de equilibrio del despacho económico óptimo, es

decir, un precio de 1,15 (generación incremental en ese nodo). Este precio incluye las

pérdidas marginales y un precio por congestión en el nodo de 0,1125.

Page 213: despacho economico

200

2

31

600MWmax

300MW 300MW

900MW 900 + 100 = 1000MW

0MW

P=1 P=1,075+0,225=1,3

P=1,0375+0,1125=1,15

100MW

Figura B.2: Caso con congestión en la transmisión

c) Caso Nº3

Suponer que el costo de la planta de generación en el nodo 2 es superior

a 1,15, por lo que la planta no entra en operación. Toda la potencia transmitida es

generada en el nodo1 y sólo 900MW puede ser transmitido, ya que la restricción

térmica en la línea (1,3) de 600MW está al máximo. Los precios en cada nodo son

los mismos que los del Caso Nº2. Y existe una renta por congestión para el nodo 2

de 0,1125 y para el nodo 3 de 0,225 (Ver Figura B.3).

Page 214: despacho economico

201

2

31

600MWmax

300MW 300MW

900MW 900MW

0MW

P=1 P=1,075+0,225=1,3

P=1,0375+0,1125=1,15

Figura B.3: Restricción con costos fuera de mérito

Todos los usuarios del sistema pagan o reciben los precios del actual

despacho. Y en forma adicional, los dueños de los contratos por congestión en la

transmisión reciben aquellos pagos de parte del operador del pool. Los pagos

resultantes se muestran en la Tabla B.1.

El propietario del contrato de 800MW desde el nodo 1 recibe la

diferencia de renta por congestión desde el nodo 1 al 3 por los 800MW del contrato,

es decir un pago total por parte del pool de 180. Igualmente, el dueño del contrato

por 200MW recibe la diferencia en la renta por congestión entre el nodo 2 y 3 y por

el contrato en su totalidad recibe un pago de 22,5. Ambos clientes compran la

potencia desde el pool en el nodo 3 por un precio de 1,3. Para el cliente del contrato

de 800MW en el nodo 1, el pago de 180 es el valor total del precio por congestión

entre 1 y 3. Y para el cliente con el contrato de 200MW en el nodo 2, el pago de 22,5

es el valor total del precio por congestión entre 2 y 3.

Por medio de la compra de 200MW en el nodo 3 a un precio de 1,3 y

aplicando el pago por congestión de 22,5, el dueño del contrato de 200MW puede en

efecto comprar 200MW en el precio del nodo 2 y pagar sólo las pérdidas marginales

de mover la potencia desde el nodo 2 al 3. Aunque el despacho actual es diferente a

Page 215: despacho economico

202

la asignación de los contratos por congestión, los pagos a los dueños de los contratos

proporcionan la garantía que los dueños de los contratos pueden comprar potencia al

precio de la potencia en otro nodo. Lo que se mantiene incluso si no hay potencia

generada en esa localidad, como en el nodo 2 para este caso. Los contratos por

congestión en la transmisión garantizan el valor económico de la transmisión, pero

no determinan los flujos actuales.

Tabla B.1: Congestión con costos fuera de mérito

CONTRATOS POR

CONGESTIÓN

Q

(MW)

PRECIO

CONGESTIÓN

RECIBOS

DIRECTOS

% ASIGNACIÓN

EXCEDENTES

RENTAS POR

EXCEDENTS

INGRESOS

NETOS

Nodos 1 a 3 800 0,2250 180,0 80% 0 180,0

Nodos 2 a 3 200 0,1125 22,5 20% 0 22,5

TOTAL 202,5 0 202,5

El operador del sistema recauda las rentas por congestión desde los

actuales usuarios y paga las mismas rentas a los propietarios de los contratos por

congestión. En este caso no hay excedentes de rentas por congestión, y toda la

recaudación es necesaria para compensar a los dueños de los contratos.

d) Caso Nº4

Como se observa en la Figura B.4, las condiciones de carga y precios han

cambiado significativamente. En el nodo 3 la potencia aún cuesta 1,3, pero la carga

neta se ha reducido a 400MW. En el nodo 2 hay otra carga de 700MW, y el precio de

equilibrio está dado por 1,55. La generación más barata en el nodo 1 de 1100MW

provoca un cambio en los flujos. Ahora la línea (1,3) no presenta un límite térmico,

sino que es la línea (1,2) la que alcanza esa restricción de 600MW. Los precios

inducidos por la nueva configuración de cargas y generación se muestran en la

Figura B.4, incluyéndose los cargos por congestión.

Page 216: despacho economico

203

Nuevamente es el pool el que paga o recibe los precios de corto plazo de

la potencia en cada localidad. Y es el pool el que debe hacer los pagos a los dueños

de los contratos por congestión. El resumen de los pagos se muestra en la Tabla B.2.

2

31

500MW

600MWmax

100MW

1100MW 400MW

700MW

P=1 P=1,0625+0,2375=1,3

P=1,075+0,475=1,55

Figura B.4: Restricción con movimiento en las cargas

Para el cliente con el contrato de 800MW entre 1 y 3, la congestión

diferencial es de 0,2375 y el pago total es de 190. Esto permite al dueño del contrato

comprar 800MW en el nodo 3 y pagar un precio de 1,3, y después de descontar los

190 de parte del pool, efectivamente es similar a comprar los 800MW en el nodo 1 y

pagar sólo las pérdidas marginales de mover la potencia del nodo 1 al 3.

Similarmente, el cliente con el contrato de 200MW desde el nodo 2 al 3 puede

comprar 200MW en el nodo 3 a un precio de 1,3. Sin embargo, este precio es menor

que el precio en el nodo 2, y la diferencia en las rentas por congestión es negativa

con un valor igual a -0,2375. Bajo los términos del contrato, este cliente debe hacer

un pago adicional total de 47,5 al pool, el que agregado a la compra de 200MW en el

nodo 3, es equivalente a comprar 200MW en el nodo 2 a 1,55 y luego moverla al

nodo 3 pagando sólo las pérdidas marginales, que en este caso son negativas entre

los nodos 2 y 3.

Page 217: despacho economico

204

Tabla B.2: Restricción con movimiento en las cargas

CONTRATOS POR

CONGESTIÓN

Q

(MW)

PRECIO

CONGESTIÓN

RECIBOS

DIRECTOS

% ASIGNACIÓN

EXCEDENTES

RENTAS POR

EXCEDENTES

INGRESOS

NETOS

Nodos 1 a 3 800 0,2375 190,0 80% 228 418

Nodos 2 a 3 200 -0,2375 -47,5 20% 57 9,5

Total 142,5 285 427,5

En este caso, el pool puede hacer todos los pagos necesarios a los dueños

de los contratos, pero éstos alcanzan sólo los 142,5. Sin embargo, las rentas por

congestión total pagadas por los usuarios del sistema es de 427,555. Por lo que hay

una renta por congestión excedente de 285, la que se puede asignar a los dueños de

los contratos en un porcentaje de asignación de 80 a 20, proporcional a los contratos

de transmisión. Los resultados de tal asignación se observan en la tabla.

e) Caso Nº5

Los nuevos supuestos para este caso se detallan en la Figura B.5, donde

en el nodo 3 hay un precio bajo y una generación neta de 800MW, y en el nodo 2 el

precio es alto con una carga neta de 1000MW.

Los precios en los nodos incluyen un componente positivo por

congestión en el nodo 2 y un impacto negativo en el nodo 3. El precio de equilibrio

del nodo 3, dado los precios de 1 y 2, es de 0,725.

55700 0,475 400 0,2375 427 5´ + ´ = ,

Page 218: despacho economico

205

2

31

200MW

400MW 600MWmax

200MW 800MW

1000MW

P=1 P=0,975+- 0,25=0,725

P=1,05+0,25=1,3

Figura B.5: Restricción con inversión de los flujos

En este caso, los clientes con contratos por congestión en el nodo 1 y

aquellos en el nodo 2 enfrentan diferenciales negativos por las rentas por congestión.

El cliente con el contrato de 800MW en el nodo 1 ve un diferencial de

-0,25, y hace un pago adicional al pool de 200. Con la compra de 800MW en el nodo

3 a un precio de 0,725 y el pago adicional por congestión, es equivalente a comprar

800MW en el nodo 1 y luego moverla al nodo 3 al costo marginal de las pérdidas.

Para el cliente con un contrato de 200MW en el nodo 2, el pago total y

directo al pool es de 100. Estos pagos de parte de los dueños de los contratos al pool,

se agregan a las rentas por congestión recaudadas por el pool de parte de aquellos

usuarios del sistema. Estos últimos pagan un total de 450 por rentas por congestión56,

con lo que el excedente debido a las rentas por congestión es de 750. Suponiendo la

misma distribución que el caso anterior, el dueño del contrato de 800MW en el nodo

1 debería recibir un pago adicional de 600, con un ingreso neto de 400; y 150 el

dueño del contrato de 200MW en el nodo 2, con un ingreso neto de 50. Todo está

56- ´ - + ´ =800 0,25 1000 0,25 450( )

Page 219: despacho economico

206

resumido en la Tabla B.3.

Tabla B.3: Restricción con inversión de los flujos

CONTRATOS POR

CONGESTIÓN

Q

(MW)

PRECIO

CONGESTIÓN

RECIBOS

DIRECTOS

%ASIGNACIÓN

EXCEDENTES

RENTAS POR

EXCEDENTS

INGRESOS

NETOS

Nodos 1 a 3 800 -0,25 -200 80% 600 400

Nodos 2 a 3 200 -0,50 -100 20% 150 50

Total -300 750 450

En todos los casos vistos, el efecto neto del despacho económico,

tarificación en base al costo marginal y asignación de los contratos de transmisión es

recaudar los costos por congestión desde los actuales usuarios del sistema y pagar los

costos por congestión a quienes poseen cargos fijos.

El contrato de transmisión por congestión es análogo a los contratos

futuros que proporcionan cobertura para el mercado de la transmisión. El operador

del sistema que administra el sistema de asignaciones, no toma ningún riesgo

financiero al proporcionar estas garantías, y el despacho actual no está restringido

por los contratos de transmisión.

Page 220: despacho economico

207

ANEXO C : DATOS NUMÉRICOS DE LA MODELACIÓN

Tabla C.1: Previsión de Consumos en el SIC (Abril 1996)

AÑO PRODUCCIÓNNETA

(GWH)

FACTOR DECARGA

(%)

1996 21.791 71,0

1997 23.761 71,0

1998 25.772 71,0

1999 27.925 71,0

2000 30.256 71,0

2001 32.780 71,0

2002 35.478 71,0

2003 38.422 71,0

2004 41.643 71,0

2005 45.159 71,0

2006 48.997 71,0

Page 221: despacho economico

208

Tabla C.2: Programa de Obras en el SIC (Abril 1996)

FECHA OBRA POTENCIA (MW)

Abril de 1997 Central Pangue 447,0

Octubre de 1997 Central Loma Alta 38,0

Noviembre de 1997 Central SES 359,0

Febrero de 1998 Petropower 48,6

Mayo de 1998 Central Nehuenco 351,2

Octubre de 1998 Central San Isidro 370,0

Octubre de 1998 Central Rucúe 160,0

Marzo de 1999 Central Peuchén 72,0

Junio de 1999 Central Mampil 46,7

Abril de 2002 Central Ralco 570,0

Enero de 2003 Central a gas ciclo combinado 332,4

Enero de 2004 Central a gas ciclo combinado 332,4

Abril de 2004 Central a gas ciclo combinado 332,4

Enero de 2005 Central Los Cóndores 103,0

Abril de 2005 Central a gas ciclo combinado 332,4