ACCESO A LAS REDES DE TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, LAS REGLAS DE INTERCONEXIÓN Y LOS CRITERIOS DE SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD
DE LA RED
Dr. Marcelino Madrigal Martínez*Comisionado
Comisión Reguladora de Energía
18 de mayo de 2016Ciudad de México
*Las opiniones vertidas son a título personal y pueden no representa la posición de la Comisión Reguladora de Energía y su Órgano de Gobierno
El marco regulatorio de las redes explicado a través de las tres preocupaciones principales de un generador
Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables2
I
II
III
Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables3
I
II
III
Nuevo Enfoque de Planeación y Nuevas Formas de Participación Privada
• El acceso a las redes comienza desde la planeación: nuevo enfoque participativo de PRODESEN
• Necesidades de inversión impulsadas por crecimiento de demanda, confiabilidad, y necesidades de energías renovales
• Plan que al mínimo costos garantice el suministro de los servicios de transmisión para todos por igual
• Necesidades de inversión el orden de los 2 mil millones de dólares por año
• Recursos tanto públicos como privados para la financiación, construcción, operación de las redes 4
Transmisión
Distribución
69%19% 12%
ModernizaciónExpansiónObra Púb. Financiada
49%45% 6%
Transmisión (24,599 km-c)Transformación (64,352 MVA)Compensación (12,090 MVAr)
Inversiones 2015-2029 (millones de pesos)
255,709
219,939
Total 475,648Expansión: Regularización de colonias, acometidas y medidoresModernización: Reducción de pérdidas (presupuesto), confiabilidad, paseo de la reforma, proyecto de interconexión holbox, modernización de la medición, red inteligente (sistemas) y equipamiento operativo.Obra Pública Financiada: Demanda Incremental PIDIREGAS y reducción pérdidas PIDIREGAS
Nuevo Enfoque Abierto y No Discriminatorio para Solicitar Interconexión
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Participación Privada En TransmisiónAcuerdo por el que se define e incorpora ingreso requerido de las obras bajo contrato o asociación (Art. 30, 31 LIE) : Las remuneraciones previstas constituirán un ingreso regulado autorizado cuando los proyectos:
Sean parte del Prodesen. Se acredite que fueron adjudicados
por medio de procesos competitivos. El ingreso regulado se expresará por
medio de una anualidad constante consistente con la vida útil de los principales activos del proyecto objeto de la asociación o contrato.
El ingreso regulado será la remuneración prevista que resulte menor del proceso competitivo y se deberá expresar como un ingreso o pago contractual anual constante necesario para cubrir todos los costos relacionados con el proyecto en las condiciones de prestación del servicio óptimas para el sistema durante el plazo del contrato consistente con la vida útil del proyecto.
El pago contractual anual del proyecto seleccionado será incluido en los ingresos requeridos del servicio público de transmisión de la red nacional de transmisión y será recuperado por medio de las tarifas generales de uso de la red.
El pago contractual anual solo se modificará conforme a los índices o fórmulas de ajuste periódico que esta Comisión emita.
Acuerdo A/009/2016
Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables7
I
II
III
Acceso Abierto
PermisoC R E
MDA
MTR
MLP
Contrato
Interconexión
Contrato
Conexión
(Transportista)
(Distribuidor)
Convenio
Convenio
Convenio
Convenio
Criterios en materia de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (Código de Red) RES/151/2016
RES/949/950/951/2015RES/949/950/951/2015
Principales Instrumentos Técnicos de la Regulación
Objeto de Modelos de Contrato de Interconexión y Otros
9
RES/953/2015Convenios para la operación técnica y
comercial de la transmisión y distribución de energía eléctrica
• Regir la prestación y facturación del servicio de Transmisión.
• Establecer las acciones de coordinación entre el Cenace y el Transportista/Distribuidor.
• Compromiso de operación técnica y comercial.
Realizar y mantener la interconexión física entre la Red Nacional de
Transmisión o la Redes Generales de Distribución y:
Centrales eléctricas RES/949/2015
• Capacidad de [] MW• Tensión nominal de
operación (TNO) de []kV
Centro de Carga RES/950/2015
• Carga instalada de [] MW• Demanda Máxima [] MW• TNO de []kV
ImportadorRES/951/2015
• Capacidad máxima de [] MW.• TNO de []KV
Que haya Red
Que sea posible Acceder
A Precios predecibles y calidad razonables10
I
II
III
Tarifa de Operación del CENACE
11
UAE
CENACE
• El periodo tarifario es de un año calendario. CENACE presentará cada septiembre su propuesta.
• Incluye inversión para el lanzamiento del mercado y resta ingresos misceláneos del CENACE.
• Ingreso se asigna 30% generadores y 70% cargas.
• Se desarrollarán indicadores de desempeño y calidad en el servicio para el segundo año tarifario.
Ingreso Requerido (Millones Pesos, 2016) 2016
Ingreso Requerido 2,732
Tarifas de la operación del CENACE (2016) Centavos de pesos / kWh
Generadores Cargas0.24807 0.64824
Cuota(pesos
)Periodicidad de cobro Concepto
$8,467 Anual, por punto de carga
Operación y mantenimiento del sistema de medición
$30,000
Único, por punto de carga
Por la obtención del registro a nuevos participantes
$1,000 Anual, para generadores Por MW de capacidad
Acuerdo A/075/2015
Tarifas de Transmisión
• Tarifas aplicables para un primer período tarifario 2016-2018.
• El Costo de las redes de transmisión están integradas por infraestructura en dos rangos de tensión: igual o mayor a 220 kV y menores a 220 kV pero mayor o igual a 69 kV.
• Ingreso requerido para la operación y expansión eficiente de la red de CFE.
• Tarifas tipo estampilla: Ingreso requerido se distribuye 70% a consumidores y 30% generadores en función de KWh.
• Se define una de reducción de costos para CFE de 1% anual, respecto a monto inercial.
• Ingreso y tarifas se ajusta con: ganancia de eficiencia, tipo de cambio inflación y nueva inversiones privadas.
12
Tarifas de Transmisión (pesos/KWh, 2016)
Nivel de tensión Generadores Consumidores
Tensión ≥ 220 kV 0.0499 0.0625Tensión < 220 kV y ≥69 kV 0.0904 0.01424
Ingreso requerido Transmisión (Millones de pesos)2016 2017 2018
44,687 44,777 45,025
Acuerdo A/045/2015
Tarifas de Distribución
• Tarifas aplicables primer periodo tarifario 2016-2018.
• Tarifas diferenciadas para 16 divisiones de distribución.
• Se determino ingreso eficiente requerido de operación y mantenimiento y capital para cada división.
• Se reconoce un valor máximo de 5% de pérdidas técnicas y 5% no técnicas.
• Se exige una reducción para cada zona que están por arriba de este umbral. Reducciones son de hasta 2.5% para técnicas y hasta 0.8% para no técnicas.
• Se aplica a las tarifas de distribución un coeficiente de 0.95, cuando son generadores conectados a las redes de distribución.
• Cargos se actualizan por inflación y otros factores claramente establecidos. 13
BAJA C
ALIFO
RNIA
BAJIO
CENTRO
OCCIDEN
TE
CENTRO
ORIENTE
CENTRO
SUR
GOLFO CE
NTRO
GOLFO NORTE
JALISC
O
NOROEST
ENORTE
ORIENTE
PENINSU
LAR
SURES
TE
VALLE
MEXICO
CENT
VALLE
MEXICO
NTE
VALLE
MEXICO
SUR
0.01.02.03.04.05.06.0
Ingreso requerido 2016 por división de distri-bución (miles de millones de pesos)
VAD MT VAD BT
BAJA C
ALIFO
RNIA
BAJIO
CENTRO
OCCIDEN
TE
CENTRO
ORIENTE
CENTRO
SUR
GOLFO CE
NTRO
GOLFO NORTE
JALISC
O
NOROEST
ENORTE
ORIENTE
PENINSU
LAR
SURES
TE
VALLE
MEXICO
CENT
VALLE
MEXICO
NTE
VALLE
MEXICO
SUR
00.20.40.60.8
11.21.41.6
Tarifas 2016 de baja tensión y pequeño con-sumo(*) (pesos/kWh)
Tarifa DB1 Tarifa DB2 Tarifa PDBT
Acuerdo A/074/2015
Doméstico Baja Tensión hasta 150
kWh-mes (DB1)
Doméstico Baja Tensión mayor a
150 kWh-mes (DB2)
Pequeña Demanda Baja Tensión hasta 25 kW-mes (PDBT)
(*) Estas tarifas se multiplican por factor de pérdidas
TOTAL (Miles de millones de
pesos)VAD Media
Tensión (MT) y Baja Tensión
(BT)97.45
Contenido:• Apartado 1. Disposiciones generales
• Apartado 2. Servicio Público Universal y Acc. Abierto
• Apartado 3. Disponibilidad, Continuidad y Calidad
– Artículo 18. Parámetros de desempeño de la Red Nacional de Transmisión
– Artículo 19. Evaluación de la Calidad y Continuidad de las Redes Generales de Distribución
• Apartado 4. Prestación de los Servicios
Determina los derechos y las obligaciones de los prestadores del Servicio y de los Usuarios.
Responsabilidad de operación de sus redes conforme a los instrucciones del Cenace.
Los Transportistas y Distribuidores están obligados a atender las necesidades de potencia reactiva requerida en sus redes.
Cumplir con los criterios de disponibilidad y continuidad del servicio especificados
RES/948/2015
Disposiciones del Acceso Abierto y Prestación de los Servicios en la Red Nacional de Transmisión y las Redes
Generales de Distribución de Energía Eléctrica
Criterios de Confiabilidad, Calidad y Seguridad del SEN: Codigo de Red
Criterios y requerimientos técnicos mínimos para el desarrollo eficiente de la planeación, control operativo, acceso y uso de la infraestructura del SEN para garantizar la operación confiable, continua y segura del sistema.
• Disposiciones Generales• Alcance y Objetivo• Gestión, incumplimiento, sanciones• Disposiciones generales
• Manuales:• Planeación del sistema• Estados operativos del sistema• Control y operación de la generación del SEN• Coordinación Operativa• Requerimientos de interconexión generadores• Requerimientos de conexión de centros de carga
15RES/151/2016
Criterios Interconexión Centrales GeneradorasContenido
1. Alcance y aplicación2. Requerimientos ante variaciones de frecuencia3. Requerimientos ante variaciones de tensión4. Requerimientos de control de tensión y potencia reactiva5. Requerimientos de tensión en condiciones dinámicas o de falla6. Requerimientos generales de restauración de sistema7. Requerimientos de administración8. Requerimientos de calidad de la energía9. Monitoreo y conformidad
16
Ejemplo1. Alcance y aplicaciónClasificación de las Centrales Eléctricas
Áreas síncronas Central Eléctricatipo A Central Eléctrica tipo B Central Eléctrica tipo C Central Eléctrica
tipo D
SistemaInterconectado
NacionalP < 500 kW 500 kW < P < 10 MW 10 MW < P < 30 MW P > 30 MW
Sistema BajaCalifornia P < 500 kW 500 kW < P < 5 MW 5 MW < P < 20 MW P > 20 MW
Sistema BajaCalifornia Sur P < 500 kW 500 kW < P < 3 MW 3 MW < P < 10 MW P > 10 MW
SistemaInterconectado
MulegéP < 500 kW 500 kW < P < 1 MW 1 MW < P < 3 MW P > 3 MW
Ejemplo2. Requerimientos ante variaciones de frecuenciaRango de frecuencia, Centrales tipo A
Tiempos mínimos en los que una Central Eléctrica debe operar en frecuencias diferentes del valor nominal, sin desconectarse de la red.
Área síncrona Rango de frecuencias Tiempo mínimo de operación
Sistema Interconectado Nacional y Baja California
61.8 Hz ≤ f < 62.4 Hz 15 minutos
61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos
58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado
58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos
57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos
Sistema Baja California Sur y Pequeño Sistema Mulegé
61.8 Hz ≤ f < 63.0 Hz 15 minutos
61.2 Hz ≤ f < 61.8 Hz 30 minutos
58.8 Hz ≤ f < 61.2 Hz Ilimitado
58.2 Hz ≤ f < 58.8 Hz 30 minutos
57.0 Hz ≤ f < 58.2 Hz 15 minutos
Ejemplo3. Requerimientos ante variaciones de tensiónRango de tensión, Centrales tipo B, C y D
Área síncrona Rango de tensión del punto deinterconexión
Tiempo mínimo deoperación
Sistema Interconectado Nacional,Baja California, Baja California Sury Pequeño Sistema EléctricoMulegé
1.05 pu < V < 1.10 pu 30 minutos
0.95 pu < V < 1.05 pu Ilimitado
0.90 pu < V < 0.95 pu 30 minutos
Valores de operación sin desconectarse de la red para Centrales Eléctricas
Ejemplo4. Requerimientos de Control de Tensión y Potencia ReactivaCapacidad de potencia reactiva debajo de la potencia máxima, Centrales asincrónicas tipo C y D
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
-0.6 -0.5 -0.4 -0.3 -0.2 -0.1 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7
Marco Exterior Fijo
Rango
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.857 0.894 0.928 0.958 0.981 0.995 1.000 0.995 0.981 0.958 0.928 0.894 0.857 0.819máxPQ
cos
máxPQ
puP
Funcionamiento en Subexcitación
Funcionamiento en Sobreexcitación
Marco Interior
Requerimiento Mínimo
33.0
máx
PQ
33.0
máx
PQ
Diagrama P-Q/Pmáx de una Central Eléctrica
Ejemplo5. Requerimientos de Control de Tensión en condiciones dinámicas o de falla, Centrales tipo D
Respuesta de la Central Eléctrica de tipo D ante condiciones dinámicas o de falla. El diagrama es ilustrativo y representa los límites de un perfil de tensión contra tiempo, expresado en por unidad antes, durante y después de una falla.
1.0
0.0 segt
puV
Zona A
Zona B
Zona B
PB1 PB2
PB3 PB4
PB6
PA1 PA2
PA3
0.9
1.1
PB5
0.250.20 0.45 0.70 1.50
¡Gracias!www.cre.gob.mx