Santa Magdalena 10, depto. 23, Providencia [email protected] [email protected] Carretera Eléctrica y Ley de Concesiones y Servidumbres ENCUENTRO

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Carretera Eléctrica y Ley de Concesiones y Servidumbres

ENCUENTRO DE CLIENTES LIBRES DEL SICREGION DEL BIO BIO

Claudio Roa Sepúlveda, [email protected] Ingeniería EléctricaCasilla 160-C Concepción Septiembre 2015

mailto:[email protected]



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“Decreto #62/2006Reglamento de Transferencias de

Potencia Entre Empresas Generadoras”





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Claudio Roa Sepú[email protected]

DS #62/2006 versión 2012

Cambia el concepto de potencia firme a potencia de suficiencia de las unidades generadoras.

Define de una manera completamente nueva el concepto de retiro de potencia de un cliente de una generadora con contrato de suministro.

Entra en ejercicio una vez que la CGR tome razón del reglamento que debe dictar la CNE cuya adjudicación fue realizada el 9 de enero 2015 con un tiempo de entrega de 120 días corridos (Mayo 2015) y su correspondiente norma técnica.




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DS #62/2006 versión 2012

El reglamento, conjuntamente con el Informe de Definición y Programación de SSCC que a esa fecha debiese contar con el informe favorable de la CNE, define finalmente la fecha de inicio de este nuevo régimen.

Este mismo decreto determina la forma cómo se va a realizar el ajuste de los cálculos de potencia firme a potencia de suficiencia durante el primer año de cálculo.




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DS #62/2006 versión 2012

Este reglamento está pensado solo en el mercado de potencia activa entre generadores modificando la forma como se consideran las inyecciones y retiros en el mercado de potencia de los CDECs.

No debiese, en teoría, afectar los pagos por retiro de potencia por parte de los clientes libres. No obstante, habría que revisar los contratos de suministro para ver si la redacción de éstos permite el traspaso de esta modificación legislativa.




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DS #62/2006 versión 2012

Por lo tanto, este reglamento puede analizarse desde dos perspectivas:

1. Desde la Inyección.

2. Desde el Retiro.

Esta presentación está acotada a este punto.




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DS #62/2006 versión 2012

Artículo 65: A partir del registro estipulado en el artículo precedente, el Retiro de Potencia que se debe asignar horariamente a cada generador será igual a la Demanda de Punta Equivalente de cada Cliente multiplicada por un factor único que iguale la suma de las Demandas de Punta Equivalentes de todos los clientes, a la Demanda de Punta a que hace referencia el artículo 13, letra b) para el sistema o subsistema, según corresponda.

El artículo en cuestión




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DS #62/2006 versión 2012

Para estos efectos, la Demanda de Punta Equivalente de cada Cliente corresponderá al promedio de los 52 registros físicos máximos observados durante el período de control de punta que se establezca en el Decreto que fija los Precios de Nudo de Corto Plazo de acuerdo a lo establecido en el artículo 171º de la ley y se encuentre vigente a la fecha de realización del cálculo preliminar al que hace referencia el artículo 4º.

Entre las 18:00 y las 23:00 horas durante los meses de abril, mayo, junio, julio, agosto y septiembre. exceptuándose los domingos, festivos y sábados inmediatamente siguientes o anteriores a un día laboral festivo de dichos meses.




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DS #62/2006 versión 2012

Mi interpretación de este artículo 2013

6600

6700

6800

6900

7000

7100

7200

7300

7400

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101

MW

Horas

Ddas 2013 Promedio 52 mas Altas Dda. Maxima Punta Promedio 52 mas altas de hora de Punta




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DS #62/2006 versión 2012


Mes # de veces % % por Estación

Febrero 6 11,5%

65,4%Enero 4 7,7%Diciembre 24 46,2%

Junio 9 17,3%34,6%Julio 6 11,5%

Agosto 3 5,8%

Total 52 100% 100%




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DS #62/2006 versión 2012


6600

6700

6800

6900

7000

7100

7200

7300

7400

7500

7600

1 4 7 10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

40

43

46

49

52

55

58

61

64

67

70

73

76

79

82

85

88

91

94

97

10

0

10

3

MW

Horas año

Dda 2014 Promedio 52 mas Altas Dda Máxima HP Promedio 52 mas Altas HP




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DS #62/2006 versión 2012

Mi interpretación de este artículo 2014Mes

# de veces

% % por Estación

Febrero 0 0,0%

25,0%Enero 0 0,0%

Diciembre 10 19,2%Noviembre 2 3,8%

Octubre 1 1,9%Junio 28 53,8%

75,0%Julio 8 15,4%Agosto 3 5,8%

Total 52 100% 100%




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DS #62/2006 versión 2012

Mi interpretación de este artículo 2013 y 2014

2013 2014Caso Tipo de Cálculo MW Variación MW Variación

A Dda. Máxima País 72811,65%

75472,94%

B Promedio 52 Dda. Máxima País 7161 7325C Dda. Máxima HCP 6787

1,40%7077

1,85%D

Promedio 52 Dda. Máxima HCP

6692 6946

Delta A c/r C 7,28% 6,64%Delta B c/r D 7,01% 5,46%




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DS #62/2006 versión 2012

Mi interpretación de este artículo ¿y 2015?

¿6,2%?




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DS #62/2006 versión 2012

I. Se debe verificar en los contratos de suministro si existe la posibilidad para que los suministradores traspasen este aumento de potencia de retiro.

II. Si lo anterior es posible, entonces los clientes libres estarían obligados a realizar un seguimiento más estricto de las 52 demandas máximas del país ya que este valor afectaría en valor del retiro final.

III. Si lo expresado en el punto I es posible, entonces el valor final del retiro del cliente libre depende, además, de la forma de la curva de duración de carga de los otros clientes libres y de la forma como ellos la manejan.




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“Ley Nº 20.780 - Reforma TributariaImpuesto Verde a

Centrales Térmicas ≥ 50 MWe”





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El día 29 de Septiembre 2014 fue publicada la Ley Nº 20.780 que introduce un nuevo impuesto a las emisiones atmosféricas y que afectará a las centrales de generación térmica. Este impuesto afectará la forma como se remuneran las unidades en el mercado de transacciones de energía y cuyos nuevos costos podrían ser traspasados a la demanda.

Existen dos impuestos ambientales




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1. En el caso de las emisiones al aire de material particulado (MP), óxidos de nitrógeno (NOx) y dióxido de azufre (SO2), el impuesto será equivalente a 0,1 por cada tonelada emitida, o la proporción que corresponda, de dichos contaminantes, multiplicado por la cantidad que resulte de la aplicación de la siguiente fórmula:

𝑇𝑖𝑗= Impuesto por tonelada del contaminante “i” emitido en la comuna

“j” medido en US$/Ton 𝐶𝐷𝐶𝑗= Coeficiente de dispersión de contaminantes en la comuna “j” 𝐶𝑆𝐶𝑝𝑐𝑖= Costo social de contaminación per cápita del contaminante “i” 𝑃𝑜𝑏𝑗= Población de la comuna “j”




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Factor Dispersión FEC Coeficiente

Alto ]600 - + ton/ug/m3 0.8

Medio-Alto ]400 – 600] ton/ug/m3 0.9Medio ]200 – 400] ton/ug/m3 1,0

Medio-Bajo ]100 – 200] ton/ug/m3 1.1

Bajo 0 – 100] ton/ug/m3 1.2

Contaminante Dólares de Estados Unidos de NorteaméricaMP $0.900SO2 $0.010NOx $0.025




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2. En el caso de las emisiones de dióxido de carbono, el impuesto será equivalente a 5 dólares de Estados Unidos de Norteamérica por cada tonelada emitida. Con todo, el impuesto a las emisiones de dióxido de carbono no aplicará para fuentes fijas que operen en base a medios de generación renovable no convencional cuya fuente de energía primaria sea la energía biomasa.




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Caso de Estudio Generadora SA

Año de Estudio 2012 # Habitantes= 9700 Generación=4.422.288 MWh Considerando un bajo factor de dispersión de

contaminantes. Cifra conservadora (1,2) 5 USD por tonelada de CO2 emitidas Emisiones Reportadas (toneladas año):

• SO2 = 13.442• CO2 =1.954.079• MP = 107• NOx = 4.905

Duda: 1 MWh≈1Ton CO2




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Tipo USDT MP $ 1.118.837T NOx $ 570.952T SO2 $ 3.911.635

Impuestos MP, NOx y SO2 $ 560.142

Impuesto CO2 $ 9.770.394

Total Impuestos Ley 20.780 $ 10.330.536

Por unidad de energía USD/MWh 2,33602

Al erario nacional año siguiente de la operación

CVNCiv




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CVNCiv = 4,96 USD/MWh

Pounds of CO2 per Million Btu

Heat rate (Btu per kWh)

Pounds of CO2 per kWh

Ton/MWh

Bituminous 205.300 10,089 2,07 0,94 Sub-bituminous 212.700 10,089 2,15 0,98 Lignite 215.400 10,089 2,17 0,99

Natural gas 117.080 10,354 1,21 0,55Distillate oil (No. 2) 161.386 10,334 1,67 0,76Residual oil (No. 6) 173.906 10,334 1,80 0,82

Fte: EIA-USA. March 30, 2015. (se utiliza tasas de calor promedio de generadores año 2013)

Coal




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“… el impuesto que establece el presente artículo no deberá ser considerado en la determinación del costo marginal instantáneo de energía, cuando éste afecte a la unidad de generación marginal del sistema. No obstante, para las unidades cuyo costo total unitario, siendo éste el costo variable considerado en el despacho, adicionado el valor unitario del impuesto, sea mayor o igual al costo marginal, la diferencia entre la valorización de sus inyecciones a costo marginal y a dicho costo total unitario, deberá ser pagado por todas las empresas eléctricas que efectúen retiros de energía del sistema, a prorrata de sus retiros, debiendo el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) respectivo, adoptar todas las medidas pertinentes para realizar la reliquidación correspondiente …”

EL PROBLEMA




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EL PROBLEMA A pagar por Retiros *Ex - Post

Con reliquidación

* Gens con PPA




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CVPsinIV CVPconIV Delta CVPconIV-CMg

U1 T1 33,50 38,46 -16,14U2 T2 34,80 39,76 -14,84U3 T3 38,80 43,76 -10,84U4 T4 39,70 44,66 -9,94U5 T5 41,10 46,06 -8,54U6 T6 43,10 48,06 -6,54U7 H1 43,30 43,30U8 T7 44,90 49,86 -4,74U9 T8 45,80 50,76 -3,84

U10 H2 48,60 48,60U11 T9 49,10 54,06 -0,54U12 T10 51,80 56,76 2,16U13 T11 52,10 57,06 2,46U14 T12 53,20 58,16 3,56U15 T13 53,90 58,86 4,26U16 H3 54,60 Valor CMg

Nombre Tipo

Impuesto Verde (IV) =

USD/MWh

4,96

Unidad Marginal

Notas

Pago del IV según punto anterior

Este diferencial debe ser pagado por los retiros, a prorrata.




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SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

SSCC”





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Tipos de Cargo

Inversión

Art. 3-5 literal d) Las unidades sincrónicas deberán disponer de los equipamientos requeridos para participar en el Control de Tensión y amortiguación de las oscilaciones electromecánicas que sean necesarios para mantener la estabilidad. Art. 3-5 literal f) Las centrales con unidades sincrónicas deberán disponer de partida autónoma, cuando así lo determine la DO como resultado del Estudio PRS.Art. 3-5 literal g) Disponer de los equipamientos necesarios para participar en el EDAG, ERAG y en los Sistemas de Protección Multiárea en función de las necesidades que la DO identifique para el SI como resultado del Estudio PDCE.

Artículo 3-44. Las Instalaciones de Clientes deberán incluir el equipamiento y automatismo suficiente para participar en el EDAC, en la magnitud que la DO determine, ….

Sólo reemplazo

o Modificació

n




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Tipos de Cargo

Inversión

Reemplazo o Modificación gobernadores de las unidades generadoras del CPF o CSF

Candidatas: Algunas en el SIC y la gran mayoría en el SING

Reemplazo o Modificación regulador de campo de las unidades generadoras.

Candidatas: Una gran mayoría del SIC y del SING debido al efecto local de este control.

Inversión, Reemplazo o Modificación de STATCOMs, bancos de condensadores y reactores.

Inversión, Reemplazo o Modificación de sistemas para PRS.

Sólo reemplazo

o Modificació

n




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Tipos de Cargo

Operacióny

Mantenimiento

Mantenimientos Adicionales.

¿Cómo se va a discriminar cuando es adicional?

Operación:

Debido a PRS. Principalmente combustible realmente usado a costo real.

Debido a Control f. Solo combustible realmente usado, a costo real y comparado con las cuotas.

Debido a Control V. No se considera combustible.




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Tipos de Cargo

Mínimo Técnico

Artículo 22 Proc. DP. Remuneración SSCC“La prestación de servicios complementarios instruidos por la DO a través del CDC, que suponen la operación de unidades de generación a un costo variable de operación superior al costo marginal de la barra de valorización de dicha unidad,…”Dos causales principales:

Debido a Congestión. Ya utilizada. Debido a Salida/Entrada de ERNC. Aún

por validarse.




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El problema es que debemos conocer:

+ Banking

¿Valid

ar/Audita

r?




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Fin de la PresentaciónGracias

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